Die Energiewende entschlossen vorantreiben - PV-Eigenverbrauch ist der Schlüssel für die Erreichung der dringend erforderlichen Klimaschutzziele

„Die Energiewende und der Klimaschutz in Deutschland sind ins Stocken geraten“, warnte Prof. Quaschning von der Berliner Hochschule für Technik und Wirtschaft (HTW Berlin) auf dem Staffelsteiner PV-Symposium im März dieses Jahres. Er bezog sich dabei auf die Koalitionsvereinbarung der Regierungsparteien von Dezember 2013, in der für Strom aus Erneuerbaren Energien ein Zielkorridor festgelegt worden war. Der regenerative Anteil sollte danach 40 bis 45% bis 2025 und 55 bis 60% bis 2035 betragen (Bild 2). Berücksichtige man die vorgesehenen Reststrommengen der Kernenergie, bedeute das ein konstantes Niveau für die Erzeugung aus fossilen Kraftwerken über die nächsten 15 Jahre. „Ein wirksamer Klimaschutz ist in Deutschland damit nicht mehr möglich“, geißelte Quaschning damals diese Entscheidung.
Aber auch nach dem Inkrafttreten des EEG 2014 am 1. August habe sich die Situation nicht wesentlich verbessert, bedauert der Professor für Regenerative Energiesysteme jetzt auf Nachfrage. „Für kleine Anlagen sind die Bedingungen in etwa gleich geblieben, allerdings haben sich die Anlagenpreise stabilisiert. Bei den größeren Anlagen hat sich die Wirtschaftlichkeit durch die Eigenverbrauchsumlage jedoch spürbar verschlechtert.“ Das Hick-Hack um das EEG habe zudem die Unsicherheit bei den Interessenten erhöht. Das erschwere derzeit die Errichtung von Projekten, obwohl diese in vielen Fällen immer noch wirtschaftlich seien, schrieb Quaschning. Da die EEG-Vergütung weiter deutlich sinke, werde der Eigenverbrauch von PV-Strom immer wichtiger. „PV-Eigenverbrauch ist der Schlüssel für die Erreichung der dringend erforderlichen Klimaschutzziele“, betont Quaschning. Damit komme der PV-Branche eine große Verantwortung zu. Sie müsse die nötigen Eigenverbrauchssysteme entwickeln und optimieren sowie durch eine schnelle Skalierung auf große Stückzahlen die Kosten spürbar senken. „Gelingt es, diese Aufgabe zu meistern, hat das Zeitalter der Solarstromnutzung in Deutschland gerade erst begonnen und der Klimaschutz noch eine Chance“, wagt Quaschning einen optimistischen Blick in die Zukunft.
Mit Blick auf das hier angesprochene Thema stellt sich potenziellen Betreibern die Frage, mit welchen Techniken und Strategien sich der PV-Eigenverbrauch erhöhen und attraktiv machen lässt. Die Antwort lautet: mit der „Power-to-Heat“-Technologie, mit stärkerer Nutzung von Elektromobilität und mit Batteriespeichersystemen. Zu diesen Lösungen will der folgende Beitrag einige Hinweise geben.

Mit Power-to-Heat mehr PV-Strom verbrauchen
Bei der oben beschriebenen Lösung lädt der Betreiber einer PV- oder Wind­energieanlage seinen geernteten Strom in einen geeigneten Speicher und entnimmt ihn dort auch wieder als elektrische Energie. Im Gegensatz dazu gibt es die Möglichkeit, diesen Strom aus erneuerbaren Energiequellen als Wärme oder Kälte zu speichern. Die elektrische Energie be­ginnt in diesem „Power-to-Heat“-Prozess in den Solar- und Windgeneratoren und gelangt über das Stromnetz zur Elektroheizung, Wärmepumpe oder Kältemaschine, wo sie sich in thermische Energie umwandeln lässt und damit den Nutzern zum sofortigen Verbrauch in Heiz-, Kühl- und Klimaanlagen oder zur Speicherung zur Verfügung steht.
Wie beim Bundesverband Wärmepumpen e.V. (BWP) zu erfahren war, haben 21 Hersteller insgesamt 441 Wärmepumpenmodelle (Stand 18. Juli 2014) regelungstechnisch so ausgestattet, dass sie zum richtigen Zeitpunkt die passende Menge Strom aus der PV-Anlage nutzen können, dass sie also „smart-grid-fähig“ sind. Für solche Wärmepumpen vergibt der BWP dann ein Label mit dem Aufdruck „SG Ready“, allerdings nur an deutsche Hersteller, die sich hinsichtlich der Regelungstechnik an bestimmte Vorgaben halten.
Für die Möglichkeit, eine „SG-Ready-Wärmepumpe“ mit PV-Strom zu betreiben, soll hier die „WWK 300 PV“ von Stiebel Eltron als Beispiel dienen. „Diese Wärmepumpe ist für die Brauchwassererwärmung ausgelegt und besonders dann attraktiv, wenn sie mit selbst erzeugtem Strom aus der eigenen PV-Anlage betrieben wird“, lobt der Hersteller aus Holzminden. „Denn der selbst erzeugte PV-Strom ist deutlich günstiger als der Strom vom Energieversorger.“ Für die störungsfreie und effiziente Anbindung an die PV-Anlage hat die „WWK 300 PV“ eine spezielle Regelung, die gewährleistet, dass sie vorrangig dann Wasser erwärmt, wenn der günstigste PV-Strom zur Verfügung steht. „So wird der Kunde unabhängiger von kontinuierlich steigenden Energiepreisen und spart Geld“, heißt es bei Stiebel weiter. Die wichtigsten Merkmale der Wärmepumpe im Überblick: integrierte Schnittstelle für intelligentes Energiemanagement, integrierte Zeitschaltuhr für Wärmepumpen-Freigabezeiten, kompatibel mit vielen marktgängigen Wechselrichtern, Heizstab serienmäßig eingebaut.
Auch die Viessmann Werke GmbH & Co. KG haben eine Kombination aus Wärmepumpe (mit 220-l-Speicher „Vitocal 242-S“) und PV-Modul („Vitovolt 200“) im Programm. Sie lässt sich noch um eine Wohnungslüftung („Vitovent 300-F“) ergänzen. Das Ganze erfordert natürlich eine Regelung, die eine reibungslose Abstimmung der einzelnen Anlagenteile untereinander gewährleistet. Dafür und für die Optimierung des Eigenverbrauchs des Solarstroms ist die bewährte „Vitotronic 200“ zuständig, die jüngst um einige Funktionen erweitert wurde. Sie errechnet aus den Daten der Vortage die voraussichtliche Leistungskurve der PV-Anlage sowie den zu erwartenden Energiebedarf und regelt damit den Wärmepumpenbetrieb. Aktuell nicht benötigter Solarstrom lässt sich mithilfe der Wärmepumpe in Wärme umwandeln und z.B. im Heizwasser-Pufferspeicher oder auch in der Gebäudesubstanz thermisch speichern.
Die Sache wird noch etwas attraktiver, wenn man die Raumheizung mit in ein solches System einbezieht. Wie das Diagramm (Bild 6) zeigt, erhöht sich die Eigenverbrauchsquote in einem Ein- oder Zweifamilienhaus mit vier Personen durch den Einsatz einer photovoltaisch angetriebenen Elektrowärmepumpe mit einem 660-l-Speicher, die ausschließlich die Brauchwassererwärmung (also bei Heizlast = 0, sie­he Diagramm) übernimmt, um rund 8%, ausgehend von einer Basislinie von 30%, die den Eigenverbrauch für Haushaltsgeräte markiert. Ganz anders sieht es hingegen aus, wenn die Wärmepumpe nicht nur die  Brauchwassererwärmung, sondern auch die Raumbeheizung besorgt. Dann steigt, eine sehr gute Dämmung (Passivhausstandard) vorausgesetzt, der Eigenverbrauchsanteil laut Diagramm auf rund 40% (+10). Bei einem mittleren Dämmstandard, wie er typischerweise bei renovierten Häusern anzutreffen ist, auf rund 50% (+20) und in einem Gebäude mit einer weniger guten Isolierung, aus dem Jahr 1975 etwa, sogar 65% (+35). Die Werte gelten für eine PV-Anlage mit einer Energielieferung von 5500 kWh pro Jahr, ein Haus mit einer Wohnfläche von 140 m², einen
Energiebedarf für die Warmwasserbereitung von 12,5 kWh pro m² und Jahr, einen Strombedarf für Haushaltsgeräte von 3900 kWh pro Jahr und angenommene Lastprofile für die Warmwasser- und Stromversorgung.
PV-Strom lässt sich nun aber nicht nur mithilfe einer elektrisch angetriebenen Wärmepumpe in thermische Energie umwandeln. Man kann auch den direkten Weg wählen und das Brauchwasser mit einem Heizstab aufheizen. Für ein solches Konzept bietet Refusol (Advanced Energy Inc.) seinen „PV-Heater“ an. Wie Referenten des Unternehmens, Bernd Bollmann und Ines Mack, auf dem OTTI-Symposium Photovoltaische Solarenergie im März dieses Jahres berichteten, liegen die Kosten mit 8 bis 10 ct/kWh unter denen von Gas und Öl. „Damit ist es wirtschaftlicher, die eigene aus PV-Strom erzeugte Wärme zu nutzen anstatt Öl zu verheizen“, betonte Bollmann. „Doch es ist nicht nur wirtschaftlicher, sondern ökologisch sinnvoll.“
Der „PV-Heater“ besteht aus einem Heizelement und einer Steuerung. Eine PV-Anlage mit dreimal drei parallel verschalteten Modulen à 250 Wp bringe bei optimaler Ausrichtung rund 2250 kWh Ertrag im Jahr, versicherte Bollmann. Davon seien rund 2000 kWh nutzbar, wenn man berücksichtige, dass bei einer vorhandenen Ölheizung meistens nur Speicher mit einem Volumen von 300 l zur Verfügung stünden und diese nur auf etwa 40°C aufgeheizt würden. Mit dieser Konfiguration schaffe die PV-Anlage auf dem Dach mit dem „PV-Heater“ eine solare Abdeckung der Warmwasserbereitung von 72%. Die Kosten für das Komplettsystem veranschlagt Bollmann mit 3800 Euro.

Erhöhung des PV-Eigenverbrauchs durch E-Mobilität
Die Eigennutzung von Solarstrom ist für jeden Haushalt, aber auch für jeden Gewerbebetrieb, nicht nur ökologisch interessant. Vielmehr wird durch die stetig steigende Kostendifferenz einer mit eigener PV-Anlage erzeugten im Vergleich zu einer vom Netzversorger bezogenen Kilowattstunde auch der ökonomische Anreiz immer interessanter. Die Wirtschaftlichkeitsrechnung einer neu gebauten PV-Anlage setzt sich somit aus zwei Teilen zusammen: Jede selbst verbrauchte Kilowattstunde Solarstrom beeinflusst die Bilanz positiv, jede ins Netz eingespeiste Kilowattstunde dagegen beeinträchtigt aufgrund der niedrigen Einspeisetarife tendenziell die Wirtschaftlichkeit. Somit ist ein hoher prozentualer Eigenverbrauch der Schlüssel zu einer optimalen Wirtschaftlichkeit und zugleich der erste Schritt in die immer wieder zitierte „Zeit nach dem EEG“. Wege zur Optimierung des Eigenverbrauchs gewinnen deshalb immer mehr an Bedeutung. „Ein dafür prädestinierter Verbraucher ist ein Elektrofahrzeug in Verbindung mit einem optimierten Ladeverfahren“, erläutert Dipl.-Ing. Hans Urban, stellvertretender Geschäftsführer und Leiter des Bereichs Solar der Fa. Schletter in Kirchdorf/Haag. Dank der hohen Speicherkapazität, in der Regel 20 bis 30 kWh, so Urban weiter, und der zeitlichen Flexibilität des Ladevorganges könne mit einem Elektroauto über längere Zeiten eine PV-Eigenverbrauchsquote von über 80 % und gleichzeitig – je nach gewünschter Priorität der Vollladung – die Idealvorstellung einer CO2-neutralen Mobilität erreicht werden. Voraussetzung sei ein Elektrofahrzeug, das im Haushalt genutzt und über längere Zeiten am Standort einer PV-Anlage geparkt werde. Die Firma Schletter hat über ihre Erfahrungen schon vor einem Jahr in ep-photovoltaik 3-2013 ausführlich berichtet.

eMOBILie – Elektrofahrzeuge in Energiemanagement einbinden
Zum Thema Elektromobilität stellte Christian Höhle von der SMA Solar Technology AG auf dem OTTI-Symposium zwei Studien vor. Gemeinsam mit der BMW AG sowie der TU München erforscht SMA im Forschungsprojekt „eMOBILie“ verschiedene Möglichkeiten zur intelligenten Einbindung von Elektrofahrzeugen in das Energiemanagement von Einfamilienhäusern und Parkhäusern. Dazu werde das Elektrofahrzeug befähigt, so Höhle in seinem Referat, dem zentralen Steuerungsgerät, dem „Sunny Home Manager“ von SMA, seinen Energiebedarf zu übermitteln, gleichzeitig aber auch Daten zum Energieangebot des Gebäudes zu empfangen. Der „Sunny Home Manager“ erstelle dann eine optimierte Gesamtplanung und steuere das Elektrofahrzeug und eine Vielzahl anderer Geräte so, dass die Strombezugskosten minimiert würden. „Primäres Ziel des Projekts ist die Nutzung von ökologisch und ökonomisch möglichst günstigem Strom“, sagte Höhle. „Das kann z.B. der Eigenverbrauch des selbst erzeugten Solarstroms sein. Natürlich kann aber auch ein zeitvariabler Bezugsstrompreis dazu genutzt werden, den Verbrauch zu günstgen Zeiten anzuregen.“ Man habe eigens für den Zweck, Haushaltsgeräte und Elektrofahrzeuge in das Energiemanagement des „Sunny Home Managers“ einbinden zu können, so Höhle weiter, bei SMA ein Energiemanagement-Protokoll mit dem Namen SEMP (Simple Energy Management Protocol) entwickelt. Langfristiges Ziel sei es, die gesammelten Erfahrungen in die Entwicklung des EEBus einfließen zu lassen, der möglicherweise zukünftig das zentrale Protokoll für das häusliche Energiemanagement sein werde.
Höhle sieht aber auch mögliche Akzeptanzprobleme aufseiten der Geräte- und Fahrzeughersteller auf die Projektteilnehmer zukommen: „Einige Hersteller haben eigenes Know-how in die Ansteuerung ihrer Geräte gesteckt, das sie gerne nutzen, aber nicht weitergeben möchten. Es gibt daher gute Gründe, neben dem hierarchischen auch ein verteiltes Energiemanagement zu entwickeln, in dem jedes Gerät und jedes Fahrzeug eigenständig und gleichberechtigt arbeitet.“ Man werde beide Ansätze zunächst in „Hardware in the Loop“-Prüfständen simulieren und dann ab Anfang 2015 in zwei Demonstrationsanlagen untersuchen und bewerten.  

INEES – Laden und Entladen
Im Projekt „Intelligente Netzanbindung von Elektrofahrzeugen zur Erbringung von Systemdienstleistungen“ (INEES) geht es laut Höhle darum, ein elektrisch angetriebenes Kraftfahrzeug so auszustatten, dass es sich mit DC-Strom laden lässt, den Strom aber auch wieder zurück ins Netz einspeisen kann. Beim Fahrzeug fiel die Wahl auf das Volkswagen-Modell „e-up!“ mit einem 60-kW-Elektromotor, das im November 2013 auf den Markt gekommen ist. Die Firma SMA entwickelte für das Projekt eine 3-phasige bidirektionale Ladesäule mit Kommunikationstechnik, im Projekt auch „DC-Wallbox“ genannt. Sie hat eine maximale Leistungsaufnahme beziehungsweise -abgabe von 10 kW und kommuniziert per Funk mit dem Elektrofahrzeug. Außerdem liefert sie ihre Daten via Internet an das „Sunny-Portal“ von SMA, wo sie dann für Analyse, Präsentation und Archivierung zur Verfügung stehen.
Das Design basiert auf dem dreiphasigen PV-Wechselrichter „Sunny Tripower“, und genau wie dieser kann auch das Experimentiersystem DC-Wallbox Blindleistung bereitstellen. Ein Feldversuch mit 20 Fahrzeugen und 40 „DC-Wallboxes“, je Fahrzeug eine im Haushalt und die andere beim Arbeitgeber, soll Erfahrungen über das Nutzerverhalten sowie über die Tauglichkeit der Leistungselektronik und der Steuerungsmechanismen liefern.
Die Fahrzeuge sind über Mobilfunk mit einer Kommunikationseinheit von Volkswagen verbunden, in der Informationen aus iPhone-Apps der Nutzer und Lade-/Entladeanforderungen eines Poolmanagers eingehen. Die Steuerungssoftware „SchwarmDirigent“ des Poolmanagers bindet die Fahrzeuge in den Energiemarkt ein, sodass positive und negative Sekundärregelleistung bereitgestellt werden kann. Höhles Fazit: Intelligent eingesetzt kann Elektromobilität einen wichtigen Beitrag zur Energiewende leisten.

Förderung für Batteriesysteme – 100000-Dächer-Programm als
Vorbild
Die vom Wetter sowie von der Jahres- und Tageszeit abhängige solare Einstrahlung erschwert und verteuert den Aufbau einer autarken Versorgung mit PV-Strom, denn ein tatsächlich eigenständiges Stromversorgungsnetz braucht zur Auffüllung der Einspeisetäler auf jeden Fall ein zweites Einspeisesystem. Als Ergänzung zu einer PV-Anlage wird das in der Regel eine Elektrobatterieanlage sein, die sich durch überschüssigen PV-Strom immer wieder auffüllen lässt. Bisher haben allerdings nur wenige Investoren – die Mehrzahl getrieben von großem Idealismus und dem Wunsch nach Energieunabhängigkeit – ihr Geld in PV-Batteriespeichern angelegt, trotz eines beachtlichen Angebots an Systemen, die bereits am Markt verfügbar sind. Doch diese Zurückhaltung kann den Optimismus des Bundesverbandes Solarwirtschaft e.V. (BSW) nicht schmälern: „Die Einführung von dezentralen PV-Batteriesystemen wird dank des Markteinführungsprogramms der Bundesregierung vom 1. Mai 2013 in den nächsten Jahren einen deutlichen Schub erfahren“, so Rainer Brohm, beim BSW verantwortlich für den Bereich Politik und Internationales. „Mit dem 100000-Dächer-Programm für Solarstromanlagen als Vorbild kann es gelingen, in wenigen Jahren die notwendigen Kos­tensenkungen und Technologieentwicklungen, die der Photovoltaik ihre unvergleichbar rasante Entwicklung ermöglicht haben, auch für Batterienspeichersysteme zu realisieren. Diese werden dann Treiber für die wachsende Wirtschaftlichkeit von PV-Eigenverbrauchsanlagen sein und im Zusammenspiel mit der PV-Anlage wertvolle Systemdienstleistungen erbringen.“
Bis Ende Juli 2014 wurden nach Auskunft von Wolfram Schweickhardt, stellvertretender Pressesprecher der KfW Bankengruppe, die für das Markteinführungsprogramm abwickelt, rund 5500 Zusagen gegeben. Das Kreditvolumen betrug dabei circa 91 Mio. Euro. Schweickhardt weiter: „Wir sind mit der Akzeptanz des Programms sehr zufrieden, vor allem wenn man berücksichtigt, dass das Programm darauf angelegt ist, die Herausbildung eines Marktes anzustoßen und daher nicht als ‚Breitenprogramm‘ konzipiert ist. Es wendet sich vielmehr an Pioniere und ‚Early Adopter‘, also Menschen, die bereit sind, frühzeitig in eine neue Technologie zu investieren. In diesem Licht betrachten wir das Programm als sehr erfolgreich.“ Der BSW hat allerdings sehr wohl etwas zu bemängeln. Die Antragstellung sei zu kompliziert und die Förderung als Tilgungskos­tenzuschuss im Rahmen eines Finanzierungskredits für viele Investoren nicht attraktiv, so BSW-Referent Brohm in einem Vortrag zum OTTI-Symposium Photovoltaische Solarenergie in Bad Staffelstein im März 2014. Und auch bei den Förderbedingungen gebe es im Detail noch Nachbesserungsbedarf.
Im Zentrum der Diskussion um das Markteinführungsprogramm steht bis heute die Frage nach dem Nutzen dezentraler PV-Batteriespeicher für das Gesamtsystem, also vor allem die Frage nach dem Systemnutzen von vielen Tausend Solarspeichern in den Verteilnetzen sowie deren Auswirkungen auf Netzstabilität und Netzmanagement und eine möglichst kos­teneffiziente Flexibilisierung der fluktuierenden Einspeisung. Um zu belegen, dass Batteriespeicher eine effiziente Alternative zum Netzausbau sein können, hat der BSW beim Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE eine Studie erstellen lassen (Speicherstudie 2013). Deren Kernaussage lautet, dass Batteriespeicher in Verbindung mit einer PV-Anlage maßgeblich die Stromnetze entlasten, die Verfügbarkeit von Solarstrom ausweiten und zugleich die von den Verbrauchern zu tragenden Energiewendekosten senken können. „Die positiven Effekte von dezentralen PV-Batteriesystemen auf das Stromnetz können nicht hoch genug geschätzt werden“, sagt ergänzend Dr.-Ing. Christof Wittwer, Leiter der Abteilung Intelligente Energiesysteme beim Fraunhofer ISE und Mitautor der Speicherstudie 2013.

Batteriespeicher günstiger als Netzausbau
Studien weiterer Institute und Vereine präsentieren ähnliche Befunde. Batteriespeichersysteme können, wenn netzlich betrieben, kostengünstiger sein als die Alternative Netzausbau, heißt es z.B. sinngemäß in der dena-Verteilnetzstudie. Und wörtlich: „Der netzgetriebene Einsatz von dezentralen Batteriespeichern sollte finanziell sowie politisch gefördert werden, wenn die notwendigen Investitionen in den Speichereinsatz zukünftig ausreichend sinken.“ Eine Speicherstudie des VDE (Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e.V.) stellt fest, dass spätestens ab einem Anteil der Erneuerbaren Energien an der Stromversorgung in Höhe von 40% Speicher zu einem unverzichtbaren Element des Stromsystems würden und eine geeignete Markteinführung rechtzeitig vorzubereiten sei. Diese Studienergebnisse zeigen, so Brohm vom BSW, „dass der Einsatz von Solarspeichern bei netzdienlicher Betriebsweise ganz erhebliche netzentlastende und systemdienliche Effekte mit sich bringen kann, ohne im Übrigen die Wirtschaftlichkeit für den Systembetreiber zu mindern.“ Vor diesem Hintergrund forderte Brohm in seinem Vortrag in Bad Staffelstein, das KfW-Programm zur Förderung von Batteriespeichern für PV-Anlagen anzupassen und weiterzuentwickeln. So sollte das Förderprogramm um einen einfachen Investitionskostenzuschuss ergänzt werden, um die Attraktivität des Programms zu erhöhen und die Hemmschwelle abzubauen, die bei einigen Investoren mit Blick auf eine kreditbasierte Förderung festzustellen ist. Außerdem plädierte Brohm u.a. dafür, die Förderquote von 30 auf 40% zu erhöhen und auch Anlagen, die nach dem 1. April 2012 in Betrieb genommen wurden, sowie Nulleinspeiseanlagen zu fördern. Ferner sollte nach seiner Meinung ein Programm-Monitoring eingeführt werden.

Autor: Wilhelm Wilming