Mini-Solaranlagen für daheim und unterwegs

Wichtige Hintergrund-Infos zur Photovoltaik und viele praktische Tipps für Balkonkraftwerke und andere kleine Solar-Anlagen – einschließlich Hinweisen, welche Komponenten und Verwendungsformen sich unter welchen Umständen lohnen: exakte Simulationsergebnisse für Rentabilität, optimale Modul-Ausrichtung und die Verwendung von Wechselrichtern und Speicherbatterien inklusive Regelung.

Zusammenfassung

Mit einem sog. Balkonkraftwerk kann man sehr einfach und relativ günstig Solarstrom gewinnen und über eine Steckdose direkt ins Hausnetz einspeisen. Das spart Stromkosten und kann sich je nach verwendeten Komponenten und deren Aufstellung schon nach wenigen Jahren Betrieb rechnen — allerdings nur soweit man den Strom auch gleichzeitig selbst verbraucht. Weil diese Betriebsart den überschüssigen Strom an die Allgemeinheit weitergibt und keine Batterie benötigt, ist sie für die ökologische Gesamtbilanz am besten.

Für eine gewisse Unabhängigkeit von der nicht ständig kräftig vorhandenen Sonneneinstrahlung und vom allgemeinen Stromnetz braucht man eine aufladbare Batterie als Stromspeicher und weitere Geräte, was das Ganze deutlich aufwendiger und teurer macht.
Durch eine Strompufferung mit einer geeigneten vom aktuellen Verbrauch im Haushalt abhängigen Regelung lässt sich überschüssige Energie zwischenspeichern und bei Bedarf wieder abrufen und damit der Eigenverbrauchsanteil erhöhen.
Eine sog. Inselanlage ist auch während Stromausfällen verwendbar, soweit die Speicherkapazität und die Einstrahlung zum Nachladen reichen.

Zielsetzung und Abgrenzung

Hier geht es nicht um Solarthermie, also die direkte Gewinnung von Wärme durch Sonneneinstrahlung, sondern um die Erzeugung von elektrischem Strom. Es geht auch nicht primär um „große“ Photovoltaik-Anlagen etwa auf Hausdächern (dazu gibt es z.B. einen fundierten Leitfaden von der HTW Berlin), wobei viele Aspekte natürlich gleich oder leicht übertragbar sind.

Meine Motivation als Autor ist vor allem physikalisch-technische Bildung — also relevante Zusammenhänge zu verstehen und möglichst hilfreich darzustellen. Ich verfolge keinerlei kommerzielle Interessen (Verkauf, Sponsoring, o.ä.) — finanziell geht mir es darum, wie ich selbst und Andere mit vertretbarem Aufwand und geringen Kosten möglichst viel Nutzen aus eigenem Solarstrom ziehen können.

Alle Inhalte sind von mir selbst recherchiert (meist online) und beschrieben, wobei ich viele Quellen verlinke, die ich interessant und hilfreich finde. Sehr viel praktisch Relevantes habe ich durch den Austausch zu PV-Angeboten auf myDealz.de mitbekommen, überprüft und eingebaut. Auch über das Photovoltaik-Forum und PV-Enthusiasten vom Solar2030 e.V., bei dem ich sei der Gründung Mitglied bin, kamen einige wertvolle Hinweise.
Um möglichst verlässliche und detaillierte Werte zum nutzbaren Ertrag von PV-Anlagen auch mit besonderen Eigenschaften ohne oder mit Speicher zu erhalten, habe ich einen eigenen Simulator mit vielen Optionen entwickelt, dessen Ergebnisse an mehreren Stellen maßgeblich eingeflossen sind.

Als Privatperson und auch als naturwissenschaftlich-technisch versierter Nichtprofi kann ich natürlich keine offiziellen Informationen bzw. absolut verlässliche Hinweise geben und für die Inhalte keine Gewähr oder gar Haftung übernehmen. Wer bezüglich steckerfertigen PV-Anlagen etwas Offizielleres sucht, der sei z.B. auf den schönen Leitfaden von SmartGridsBW und die „Fachinformation“ des DKE verwiesen.

Nutzungslizenz

Die Verlinkung, Weitergabe und sonstige Weiterverwendung dieser Inhalte, auch in geeigneten Auszügen, ist ausdrücklich erlaubt und erwünscht. Bedingungen sind dabei Quellenangabe und Weitergabe unter gleichen Bedingungen, was bei Verlinkung automatisch der Fall ist.
Lizenzkürzel: CC BY-SA 4.0

Inhaltsverzeichnis

• Zusammenfassung
• Zielsetzung und Abgrenzung
• Nutzunglizenz
• Inhaltsverzeichnis
• Photovoltaik und ihr möglicher Ertrag
  • Sonneneinstrahlung
  • Nennleistung und Jahresertrag
  • Optimale Ausrichtung von Solarmodulen
    • Aufteilung in mehrere Orientierungen
• Stromverbrauch im Haushalt
  • Verbrauchsmessung
  • Stromzähler und Rücklaufsperre
• Eigenverbrauch und seine Berechnung
  • Typische Rentabilität kleiner PV-Anlagen
  • Online-Berechnung
    • Stecker-Solar-Simulator und Unabhängigkeitsrechner
    • PV*SOL
    • PVTool@AkkuDoktor
    • brodsoft Stromverlauf
    • PV Calculator
  • Ökonomisch orientierte PV-Rechner
  • SolBatSim: Hochauflösende flexible Simulation
• Nutzungsvarianten
  • Direkte Netzeinspeisung (Stecker-Solaranlage, „Balkonkraftwerk“)
    • Beschränkung auf 600 bzw. 800 W und ihre Gründe
    • Kappungsverlust durch Drosselung auf 600 W
  • Hausnetzeinspeisung mit Batteriepuffer
    • Regelungsstrategien für Stromspeicher
    • Speicherbatterie
    • Ladung der Batterie
    • Entladung der Batterie
  • Inselanlage (mit Batteriespeicherung)
  • Kombination aus Hausnetzeinspeisung und Inselanlage
• Auswahl und Nutzung von Komponenten
  • PV-Module
    • Elektrischer Anschluss
    • Anbringung
  • Mikrowechselrichter und andere Stromrichter
    • MPPT-Solarregler
    • Solar-Laderegler
    • Wechselrichter
    • Netzwechselrichter
    • Inselwechselrichter
    • Hybridgeräte: Solar-Laderegler mit Wechselrichter
    • Gleichspannungswandler
  • Speicherbatterien
    • Batterie-Dimensionierung
    • Batterie-Strukturierung
    • Kombination aus Batterie und Wechselrichter
    • Tiefsetzsteller
    • Spannungswächter
• Beispiel-Konfigurationen
  • Mobile Inselanlage
  • Stecker-Solaranlage
  • Kombi-Anlage

Photovoltaik und ihr möglicher Ertrag

Mit Solarzellen kann man Sonnenlicht in elektrische Energie umwandeln, woraus sich auch die Bezeichnung Photovoltaik (PV) ableitet.

Leider ist diese Art der Stromgewinnung nicht besonders effizient. Das erste Photovoltaikmodul wurde 1883 von Charles Fritts entwickelt und hatte einen Wirkungsgrad von 1%. Der Wirkungsgrad der heutzutage üblichen Photovoltaik-Technologie mit Siliziumzellen liegt bei 18 bis 20%, wobei teilweise wohl auch 22% erreicht werden. Wenn man nicht sehr mit Platz sparen muss, lohnt es sich allerdings kaum, für einen wenige Prozentpunkte höheren Wirkungsgrad mehr Geld auszugeben.

Abgesehen vom Wirkungsgrad gibt es in der Praxis Verluste, die davon abhängen, wie alt die PV-Module sind, wie sehr ihre Ausrichtung von der aktuellen Einstrahlungsrichtung der Sonne abweicht (wobei senkrechte Einstrahlung natürlich optimal, aber selten erreichbar ist), wie stark sie verschattet und/oder verschmutzt sind und wie warm sie sind. Die altersbedingten Verluste (Degradation) steigen ziemlich linear etwa 0,5% pro Jahr, so dass sich bei einer projektierten Gesamt-Verwendungsdauer von 20 Jahren eine durchschnittliche Degradation (also nach 10 Jahren) von 5% ergibt. Auch der termperaturbedingte Verlust ist praktisch linear und liegt je nach Zelltyp bei insgesamt etwa 10%, wenn die Modultemperatur beispielsweise 55°C beträgt, also 30°C über der Temperatur bei Standard-Testbedingungen (STC) von 25°C. Genaueres dazu z.B. hier.

Zu berücksichtigen ist zudem der elektrische Wirkungsgrad der übrigen PV-Anlage (also z.B. von Wechselrichter, Leitungen, ggf. Batterie) von etwa 80 bis 95%.

Das Hauptproblem der Photovoltaik ist allerdings viel grundlegender, nämlich die am Erdboden oft nicht oder nur schwach verfügbare Sonneneinstrahlung.

Sonneneinstrahlung

Die von Solarzellen abgegebene Leistung hängt ziemlich linear von der Intensität der Einstrahlung durch die Sonne ab.

Die Strahlungsleistung der Sonne auf unseren Planeten außerhalb der Atmosphäre (also ohne Dämpfung durch Luftmoleküle, Wolken und Schmutz) senkrecht zum Sonnenstand berechnet sich zu 1367 W/m² und wird als terrestrische Solarkonstante bezeichnet. Die Stärke der tatsächlich auf den Erdboden treffende Sonneneinstrahlung, welche als Globalstrahlung (engl. global horizontal irradiance, GHI), bezeichnet wird, ist natürlich viel geringer. Der 30-Jahres-Mittelwert in Deutschland liegt bei etwa 125 W/m². Sie hängt stark vom Standort auf der Erde ab und ist je nach Bewölkung, Tages- und Jahreszeit sehr variabel. An einem wolkenlosen Sommertag werden maximal etwa 900 W/m² erreicht, bei leichter Bewölkung mit teils reflektierter Strahlung bis über 1000 W/m². Bei sehr schlechtem Wetter kann der Strahlungswert unter 100 W/m² sinken.

Die Karten des DWD und von Solargis geben einen Überblick, welche Summe an Globalstrahlung pro Quadratmeter horizontaler Fläche durchschnittlich im Jahr zusammenkommt. In Deutschland sind es im Schnitt der Jahre 1991 bis 2020 nach Berechnungen des Deutschen Wetterdienstes 1086 kWh/m².

Das Sonneneinstrahlung erreicht uns nicht nur auf direktem Wege. Sie wird auch durch die Erdatmosphäre gestreut und trifft als Diffusstrahlung auf die Erde, selbst wenn die Direktstrahlung durch Wolken oder feste Hindernisse abgeschattet wird. Die Diffusstrahlung ist nahezu richtungsunabhängig und macht im Jahresschnitt fast die Hälfte der Globalstrahlung auf die Horizontale aus. Auf eine 40° nach Süden geneigte Fläche sind es gut 40% der Gesamtstrahlung. Der Anteil der von der Erdoberfläche (z.B. durch Wolkenspiegelung oder Schnee) auf die Fläche reflektierten Strahlung liegt dann bei knapp 2%.

Nennleistung und Jahresertrag

Die Nennleistung von Solarmodulen wird in Wp (Watt Peak) angegeben. Zu ihrer Bestimmung verwendet man eine Referenzbestrahlung mit einem normierten Sonnenlichtspektrum einer Stärke von 1000 W/m² bei Zelltemperatur 25°C. Diese standard test conditions (STC) sind ziemlich praxisfern. Realistischer sind die Normalbedingungen (engl. nominal operating cell temperature (NOCT)) mit 45° Betriebstemperatur und 800 W/m² Einstrahlung.

Bei näherer Betrachtung bedeutet die Nennleistung in kWp (also 1000 Wp) die effektive Solarfläche des Moduls, also Fläche (in m²) × Wirkungsgrad. Daher lässt sich der Wirkungsgrad eines Solarmoduls sehr einfach nachrechnen, indem man seine Nennleistung in kWp durch seine Fläche in m² teilt. Für den Wirkungsgrad der verwendeten Solarzellen muss man von der Gesamtfläche vorher die Ränder und Zwischenräume abziehen (typischerweise 5-10%).

Die Wp-Angaben für Solarmodule sind mit Vorsicht zu genießen — hauptsächlich weil die tatsächliche Leistung wie oben erwähnt stark von der Situation (Ausrichtung im Vergleich zum Sonnenstand, Bewölkung, Verschattung usw.) abhängig und meist deutlich geringer ist. Außerdem weil besonders chinesische Händler von flexiblen Solarmodulen dazu tendieren, bei den Leistungsangaben deutlich zu übertreiben. Daher lohnt sich als Plausibiltäts-Check, den Wirkungsgrad nachzurechnen.

In unseren Breitengraden ist je nach Standort bei optimaler statischer Ausrichtung der Solarmodule ein Jahres-Ertrag von 1100 kWh pro kWp installierter PV-Nennleistung möglich. Manche Angaben dazu sind mit etwa 900 bis 1000 kWh eher zu konservativ bzw. etwas veraltet, andere sehr optimistisch mit bis zu 1200 bis 1300 kWh. Es kommt schlichtweg darauf an, welche Werte man bei der Globalstrahlung ansetzt (je nach Standort, in Deutschland in Jahressumme etwa 1090 kWh/m²) und welche Annahmen man bzgl. Modul-Ausrichtung und Anlagen-Wirkungsgrad trifft.

Der Jahresertrag lässt sich leicht näherungsweise berechnen, und zwar durch Multiplikation der Nennleistung der PV-Module in kWp mit dem spezifischen PV-Jahresertrag (engl. PV potential, PVOUT) in kWh/kWp. Dieser ist standortspezifisch und beinhaltet Annahmen zu typischen praktisch relevanten Faktoren wie den Verlust durch Verschmutzung und Wechselrichtung.
Man erhält diese auch spezifischer Ertrag genannte Kenngröße aus den groben Karten von Solargis, aus dem Global Solar Atlas der Weltbank (auch von Solargis) oder am Genauesten aus der PVGIS-Datenbank der EU bei der Standard-Eingabe von 1 kWp für die installierte max. PV-Leistung.

Optimale Ausrichtung von Solarmodulen

Die Leistung von Solarmodulen hängt vor Allem von der Direktstrahlung ab — und zwar nicht nur von ihrer Intensität, sondern auch davon, wie sehr ihre Fläche auf den aktuellen Sonnenstand ausgerichtet ist. Dabei geht es um die zur Modulfläche senkrechte Komponente der Direktstrahlung, also um den Faktor Kosinus der Winkelabweichung vom Lot auf die Modulfläche.

Mit der Diffusstrahlung, welche wie oben erwähnt von der Richtung der Direktstrahlung unabhängig ist und einen erstaunlich großen Anteil an der Gesamtstrahlung ausmacht, können Solarzellen leider nicht sehr viel anfangen. Für diesen also effektiv geringen Anteil wäre eine waagerechte Anordnung optimal.

Den besten Jahres-Gesamtertrag bekommt man in süddeutschen Breitengraden bei Orientierung genau nach Süden und mit ca. 38° Neigung (also Winkel relativ zur Waagerechten). Genaueres kann man z.B. über PVGIS (oder einfacher über Solarserver) standortspezifisch anhand von Geo- und Klimadaten berechnen/simulieren, wobei es auf ein paar Grad hin oder her nicht ankommt.

Diese Grafik zeigt sehr schön die relative Änderung des Jahres-Gesamtertrages einer PV-Anlage mit zunehmender Winkel-Abweichung von Süden (Azimut) abhängig vom Neigungswinkel, wenn der optimale Neigungswinkel 35° beträgt. Sie wurde von bonotos erzeugt, basierend auf Daten von Prof. Konrad Mertens von der FH Münster.

Beim PV-Ertrag und entsprechenden Simulationen ist zu beachten, dass dabei üblicherweise der Jahres-Gesamtertrag betrachtet und optimiert wird. Dieser unterliegt der Annahme, dass man den zur jeweiligen Tageszeit (und Jahreszeit) erzeugten Strom auch immer gleichmäßig nutzen kann, sei es durch direkten Eigenverbrauch, Zwischenspeicherung (was allerdings auch Verluste mit sich bringt) oder vergütete Einspeisung (die aber leider selten attraktiv ist).
Wenn man — wie mit den meisten Stecker-Solaranlagen — den erzeugten Strom nur direkt im Haushalt verbrauchen kann und der Rest ins externe Netz geht, sollte man das Nutzungsprofil berücksichtigen, welches auch auch Lastprofil genannt wird.

Durch genaue Simulation für durchschnittliche Haushalts-Tages-Nutzungsprofile zeigt sich, dass eine Abweichung von der optimalen Ausrichtung deutlich weniger Einbußen beim selbst genutzten Jahres-Gesamtertrag bringt. So liegt bei südlicher Ausrichtung, aber senkrechter Anbringung im Verhältnis zur optimalen Neigung 35° die Einbuße beim Eigenverbrauch nicht bei 30% vom Optimum, sondern je nach Lastprofil bei 23%. Die Eigenverbrauchs-Einbuße durch Anbringung auf der West- oder Ostseite liegt mit senkrechter Anbringung bei 46% und mit 35° Neigung bei 17%.

Azimut	Neigung	Nettoertrag	Einbuße	Eigenverbrauch	Einbuße
W/O: +/-90°	90°	323 kWh	51%	252 kWh	46%
W/O: +/-90°	35°	522 kWh	21%	385 kWh	17%
SW/SO: +/-45°	90°	432 kWh	36%	336 kWh	28%
SW/SO: +/-45°	35°	623 kWh	6%	449 kWh	3%
Süd: 0°	90°	463 kWh	30%	357 kWh	23%
Süd: 0°	35°	661 kWh	0%	464 kWh	0%

Man hat also zur Ausrichtung seiner Solarmodule bezüglich Eigenverbrauch größere Flexibilität als allgemein angenommen.

Wer aus irgendeinem Grund (etwa wegen der Befestigung) eine möglichst flache Neigung der PV-Module wählt, sollte trotzdem mindestens 12° verwenden, um eine Selbstreinigung der Moduloberflächen durch Niederschlag zu ermöglichen.

Wenn man Solarmodule (z.B. auf dem Dach eines Wohnmobils) in waagerechter Lage anbringt, ist man von der Orientierung (Himmelsrichtung) unabhängig. Allerdings kommen nach meiner Erfahrung billige flexible PV-Module selbst mittags an sehr sonnigen Tagen kaum über die Hälfte der angegebenen Spitzenleistung hinaus.

Aufteilung in mehrere Orientierungen

Seit vielen Jahren hält sich in der Community hartnäckig die Legende, eine Aufteilung in zwei Orientierungen, z.B. die klassische Ost-West-Ausrichtung oder irgendwo dazwischen nach Südosten und Südwesten, sei günstig, um auf die Vormittags- und Nachmittagssonne zu optimieren. Aber dieser Mythos wurde bereits/spätestens im Februar 2014 widerlegt.

Jegliche Abweichung von der Südausrichtung mindert den Jahresertrag, und auch für den Jahres-Eigenverbrauch lohnt sich eine Ost-West-Aufteilung nicht wirklich, selbst wenn man den Ertragsüberschuss über die Mittagszeit kaum nutzen kann.

• Das liegt vor Allem daran, dass die Menge der Direktstrahlung aus südlichen Richtungen in Summe über den Tag und übers Jahr viel höher ist – die Sonne scheint von dort einfach stärker und häufiger (besonders im Winter) als von weiter östlich oder westlich.
• Außerdem ist zwar morgens der Ertrag bei östlicher Ausrichtung höher, aber der Ertrag gleichzeitig auf westlicher Seite umso geringer, und gegen Abend entsprechend umgekehrt.
• Bei niedrigem Sonnenstand, wo die Ost-West-Aufteilung Vorteile bringen soll, ist die Tendenz zur Verschattung und damit Minderertrag viel größer.

Diese Effekte werden selbst dann nicht durch eine geringere Nutzbarkeit tagsüber ausgeglichen, wenn der Haushalt an Arbeitstagen von 8 bis 16 Uhr nur Grundlast von z.B. 100 W hat: Dann hat die Ost-West-Ausrichtung im Sommer einen leichten Vorteil, aber zu allen anderen Jahreszeiten ermöglicht die Südausrichtung mehr Eigenverbrauch.
Erst wenn täglich von 8 bis sogar 18 Uhr nur z.B. 50 W Grundlast vorliegt, bringt eine Ost-West-Ausrichtung einen geringen Vorteil beim Eigenverbrauch. Allerdings bewegt sich dann der Eigenverbrauch bei nur 200 kWh im Jahr, weshalb sich die Amortisation deutlich länger hinzieht als im Durchschnitt.

Leider wird die falsche Vorstellung, dass durch Ost-West-Anlagen der Eigenverbrauch „oftmals zusätzlich angehoben werden kann“, immer noch durch diverse Publikationen gefördert – selbst von professionellen Stellen wie PV Austria, die es eigentlich besser wissen müssten. Das hat vermutlich folgende Gründe:

• Kommerzieller und energiepolitischer Grund: Besitzer von Häusern mit nach Ost/West geneigten Dächern, bei denen also aus baulichen Gründen eine Südausrichtung nicht möglich ist, sollen stärker motiviert werden, sich auch eine PV-Anlage anzuschaffen.
• Energiepolitischer Grund (Stichwort Systemdienlichkeit): Durch mehr Ost-West-Ausrichtung in einer Region wird eine gleichmäßigere Verteilung der Gesamt-PV-Leistung über den Tagesverlauf erreicht, indem eine mittägliche Überproduktion teilweise auf morgens und abends verlagert wird.

Bei Verwendung vieler Module ist ein Vorteil der geteilten Ost-West-Ausrichtung, dass man auf einer gegebenen Grundfläche mehr Modulfläche unterbringen kann – bei 30° Neigung theoretisch 15% mehr. Allerdings zu höheren Kosten (auch pro Wp) und mit mehr Tendenz zur Verschattung zu den Zeiten direkterer Einstrahlung. Obwohl eine geteilte Ausrichtung im Vergleich zur reinen Südausrichtung nur in besonderen Ausnahmefällen mehr bringt, schadet sie ansonsten aber auch wenig, wenn man sie (etwa aus baulichen Gründen) trotzdem wählt, besonders wenn man tagsüber im Vergleich zu den Morgen- und Abendstunden eher wenig Verbrauch hat.

Die genannten Auswirkungen auf den Eigenverbrauch sind das Ergebnis einer Reihe genauer Simulationen für einen Haushalt in Süddeutschland mit 3000 kWh Jahresverbrauch mit einer Stecker-PV-Anlage mit 2 × 300 Wp PV-Modulen und Gesamtsystem-Wirkungsgrad 86%.
Für die Ausrichtungen -/+ 90° (also Ost/West), +/- 60°, +/- 30° und 0° (Süd) zeigt die folgende Tabelle den PV-Nettoertrag und den Eigenverbrauch (EV) in den angegebenen Situationen, wobei für jede Ausrichtung der jeweils maximale Eigenverbrauch fett dargestellt ist, womit sich auch die jeweils optimale Neigung leicht ablesen lässt.

Azimut	Neigung	Nettoertrag	EV normal	EV Mo-Fr 8-16 h 100 W	EV tgl. 8-18 h 50 W
Ost/West:
-/+90°	15°	549 kWh	462 kWh	367 kWh	186 kWh
-/+90°	30°	531 kWh	457 kWh	369 kWh	193 kWh
-/+90°	45°	512 kWh	442 kWh	365 kWh	195 kWh
WSW/OSO:
+/-60°	15°	585 kWh	480 kWh	374 kW	185 kWh
+/-60°	30°	592 kWh	487 kWh	380 kWh	190 kWh
+/-60°	45°	575 kWh	480 kWh	378 kWh	191 kWh
SSW/SSO:
+/-30°	15°	610 kWh	491 kWh	379 kWh	182 kWh
+/-30°	30°	636 kWh	502 kWh	382 kWh	182 kWh
+/-30°	45°	631 kWh	497 kWh	377 kWh	181 kWh
rein Süd:
0°	15°	620 kWh	495 kWh	380 kWh	181 kWh
0°	30°	652 kWh	506 kWh	382 kWh	177 kWh
0°	45°	647 kWh	499 kWh	373 kWh	172 kWh

Interessant ist in diesem Zusammenhang auch zu betrachten, wie sich die Unterschiede über die Jahreszeiten verteilen.

• Wenn man täglich von 8 bis 18 Uhr eine Grundlast von nur 50 W hätte, würde sich bei 30° Neigung der Eigenverbrauch saisonal wie folgt verteilen, wobei die Ost-/West-Aufsplittung außer im Winter etwas besser abschneidet:

Azimut	Frühjahr	Sommer	Herbst	Winter	Summe
O/W	49 kWh	70 kWh	48 kWh	26 kWh	193 kWh
Süd	46 kWh	59 kWh	45 kWh	27 kWh	177 kWh

• Wenn man an Arbeitstagen (Mo - Fr) tagsüber von 8 bis 16 Uhr nur eine Grundlast von 100 W hat, verteilt sich bei optimaler Neigung von 30° der Eigenverbrauch saisonal wie folgt:

Azimut	Frühjahr	Sommer	Herbst	Winter	Summe
O/W	94 kWh	141 kWh	96 kWh	38 kWh	369 kWh
Süd	98 kWh	136 kWh	101 kWh	47 kWh	382 kWh

Also kann bei tagsüber nur Grundlast die Ost-/West-Ausrichtung im Sommer für den Eigenverbrauch etwas günstiger sein, aber zu den übrigen Jahreszeiten (Herbst, Winter und Frühjahr) ist normalerweise die reine Südausrichtung etwas günstiger.
Daher könnte man ein paar Euro sparen, wenn man (z.B. auf einem Flachdach) bewegliche Module hat, indem man sie normalerweise alle nach Süden richtet und im Sommer nach Westen und/oder Osten dreht.

• Bei normalem Lastprofil (also wenn man auch tagsüber nicht nur Grundlast hat) lohnt sich jedoch nicht einmal eine saisonale Aufteilung, denn dann verteilt sich bei 30° Neigung der Eigenverbrauch wie folgt:

Azimut	Frühjahr	Sommer	Herbst	Winter	Summe
O/W	116 kWh	181 kWh	122 kWh	38 kWh	457 kWh
Süd	130 kWh	180 kWh	139 kWh	57 kWh	506 kWh

Also auch bei einem Verbrauchsprofil, das stark auf die Morgen- und Abendstunden konzentriert ist, bringt eine Aufteilung der Modul-Ausrichtung keinen Vorteil für den Eigenverbrauch. Dagegen spricht zusätzlich die Tendenz zu stärkerer Verschattung bei flacherem Sonnenstand, etwa durch Gebäude und Bäume in der Umgebung und auch durch die PV-Module gegenseitig (Selbstverschattung). Außerdem ist die geteilte Montage meist aufwendiger, und geteilte Ausrichtungen erfordern zur Optimierung eine getrennte MPPT-Regelung.

Was die für den Eigenverbrauch optimale Neigung der PV-Module bei einer Anlage mit 600 Wp betrifft, ergeben die Simulationen folgendes: Bei reiner Südausrichtung (0° Azimut), ebenso bei einer Orientierung von +/- 30° oder +/- 60° abweichend von Süden, ist eine Neigung von ungefähr 30° optimal. Bei einer Orientierung von +/- 90° abweichend von Süden (also rein Ost-West) ist bei einem normalen Lastprofil eine Neigung von ungefähr 15° am günstigen, bei tagsüber nur Grundlast wieder 30° optimal. Wobei eine Winkelabweichung von +/- 10° sehr wenig ausmacht.

Bei Verwendung von 4 PV-Modulen kann man im Sinne der Eigenverbrauchsoptimierung und gleichmäßigeren Ertragsverteilung über den Tagesverlauf in Betracht ziehen, eines nach Osten, zwei nach Süden und eines nach Westen auszurichten. Bei 400 Wp Modulen ergibt die Eigenverbrauchssimulation, wieder für ein typisches Lastprofil und 3000 kWh Jahresverbrauch in Süddeutschland, für alle drei Himmelsrichtungen eine optimale Neigungung von um die 30° mit wieder sehr geringer Empfindlichkeit auf Abweichungen davon.
Die Verteilung 1 × Ost, 2 × Süd und 1 x West resultiert in einem Nettoertrag von 1576 kWh und einem Eigenverbrauch von 831 kWh bei optimalen 30°.
Hingegen bringt die gemeinsame Ausrichtung der 4 Module nach Süden erwartungsgemäß einen deutlich höheren Gesamt-Nettoertrag von 1715 kWh, während der Eigenverbrauch von 838 kWh nur noch minimal höher ist, und zwar bei optimaler Neigung von 25°. Wenn der Haushalt an Arbeitstagen von 8 bis 16 Uhr allerdings nur eine Grundlast von z.B. 100 W hat, hat die Aufteilung auf drei Himmelsrichtungen beim Eigenverbrauch einen hauchdünnen Vorteil von 3 kWh (nämlich 629 kWh gegenüber 626 kWh bei reiner Südausrichtung), und zwar bei optimaler Neigung von 25 bis 30° der südlichen Module und 35 bis 40° der östlichen und westlichen Module.
Also lohnt sich auch die weitere Aufteilung auf drei Himmelsrichtungen nicht wirklich, zumal eine gemeinsame Montage meist einfacher und günstiger ist (und auch weniger störend aussehen sollte).

Stromverbrauch im Haushalt

Wenn man Strom(kosten) sparen möchte, ist der direkteste, effizienteste und umweltfreundlichste Ansatz natürlich, erst mal den Stromverbrauch zu senken. Stromfressende Geräte sollte man so weit wie möglich meiden. Kandidaten dafür sind vor Allem elektrische Heizungen (auch für Warmwasser) und alte und/oder unnötig große Kühlschränke und Gefriertruhen. Wer die Möglichkeit hat, erhitzt Wasser und kocht deutlich effizienter mit Gas. Zum Wäsche waschen genügt meist auch 30° (statt 40° oder höher). Fernseher und Computer müssen normalerweise nicht immer laufen. Geräte, die einen hohen Verbrauch im Bereitschaftsmodus haben, könnte man bei längerem Nichtgebrauch auch ganz abschalten. Man kann beispielsweise in einem 3-Personen-Haushalt durchaus auf unter 1500 kWh im Jahr kommen.

Erst der zweite Schritt zum Einsparen von Stromkosten ist dann eine geeignet dimensionierte PV-Anlage. Je mehr in Haushalt tagsüber verbraucht wird, desto größer der zu erwartende Einsparungseffekt durch eine Anlage ohne Stromspeicher. Denn diese Nutzungsart lohnt sich nur insoweit, wie man während der Sonnenscheindauer den erzeugten Strom direkt sinnvoll verbrauchen kann. Am einfachsten und am besten planbar geschieht das über die sog. Grundlast, also ständig und mehr oder weniger gleichmäßig laufende Verbraucher wie Kühlschränke, Internetanschluss, Computerserver und Geräte, die im Bereitschaftsmodus (engl. standby) sind. Darüber hinaus kann man gezielt diverse Haushaltsgeräte und Ladegeräte vorzugsweise dann betreiben, wenn hohe Sonneneinstrahlung vorhanden ist. Dazu bieten sich insbesondere Spülmaschinen, Waschmaschinen und das Laden von Batterien an, wobei die Akkus von E-Bikes oder E-Rollern von der Größenordnung und ihrem zeitlichen Nutzungsprofil besonders geeignet sind.

Eine ziemlich clevere Nutzung von überschüssigem Strom ist Power-to-Heat (P2H), also die Verwendung für eine elektrische Heizung, die verstärkte Nutzung einer Wärmepumpe (welche den Nutzeffekt sogar vervielfacht) oder das zusätzliche Aufheizen des Warmwasserbehälters einer normalen Heizanlage über einen PV-Heizstab oder der Einsatz eines gesonderten PV-Boilers. All dies führt zu weniger Verbrauch von fossilen Brennstoffen und kann je nach Größe der dafür nötigen Investition längerfristig Kosten sparen.

Ein PV-Heizstab funktioniert im Prinzip wie ein Tauchsieder und erfordert keine Wandlung des Stroms, hat also praktisch keine elektrischen Verluste, wenn er DC-seitig (ohne Wechselrichter) angeschlossen wird. Es kommt aber zu thermischen Verlusten in Abhängigkeit von der Wärmedämmung, wenn das darüber erwärmte Wasser nicht zeitnah verwendet wird. Auf jeden Fall muss sichergestellt werden, dass das Wasser im Boiler nicht überhitzt, falls zu viel PV-Energie vorhanden ist.
Natürlich setzt eine Nutzung von Solarstrom aus Überschuss voraus, dass der aktuelle sonstige Stromverbrauch gemessen wird (z.B. von my-PV), und in die Regelung (z.B. von Victron) eingeht. Beispielsweise beim AC Thor und beim MYPV AC ELWA 2 ist das der Fall, und beim deutlich weniger teuren ATON. Allerdings verwenden alle drei eine AC-Kopplung des Heizstabes, was Wechselrichter-Verluste mit sich bringt, aber wohl die Regelung vereinfacht und die Möglichkeit bietet, notfalls mit Netzstrom nachzuheizen. Diverse andere Heizstäbe und Solarboiler haben kein solches Energiemanagement, so dass dieses noch ergänzt werden müsste. Es fallen besonders für PV-Heizstäbe und PV-Boiler also zusätzlichen Montage- und Regelungs-Aufwände an, weshalb sie sich nur bei größeren PV-Anlagen lohnen.

Verbrauchsmessung

Den Stromverbrauch von Elektrogeräten im Haushalt kann man recht einfach mit Strom-Messgeräten in Steckdosenform bestimmen. Diese messen nicht nur die momentan von angeschlossenen Verbrauchern beanspruchte Leistung in Watt, sondern bei längerer Verwendung auch die über die Zeit verbrauchte Strommenge in kWh.
Man kann ein solches Gerät auch dafür nutzen, die Einspeisung seiner Stecker-Solar-Anlage ins Hausnetz zu messen (wobei möglicherweise die Zahlen etwas zu gering dargestellt werden, weil anscheinend einige solcher Messgeräte die im Einspeise-Fall etwas erhöhte Spannung nicht berücksichtigen).
Ein Test smarter Steckdosen mit Verbrauchsmessung findet sich z.B. hier und bescheinigt übrigens dem Shelly Plug S eine ungenaue Messung – was nach Aussagen von Nutzern in Foren auch für das Shelly 1PM und 3EM gilt.

Den Jahresverbrauch seines Haushalts erfährt man automatisch über die jährliche Stromabrechnung. Die Grundlast lässt sich über den Stromzähler relativ einfach bestimmen, indem man die Differenz der Zählerstände über einen Zeitraum von mehreren Stunden, zu dem sonst keine Verbraucher eingeschaltet sind (z.B. nachts), durch die Zahl der Stunden teilt.

Eine Übersicht von Geräten zur Messung auch der eingespeisten Strommenge findet sich z.B. hier. Und ein sehr schöner Artikel zu verschiedenen Shelly-Varianten und ihrer Nutzung hier. Darin auch die Info, dass beim Shelly Plus 1PM die Genauigkeit verbessert wurde.

Der Haushalts-Stromverbrauch lässt sich auch kontinuierlich und automatisiert messen und übertragen. Das kann für eine Online-Ablesung und genauere Analyse des Verbrauchs interessant sein. Besonders wichtig ist es aber für die optimale lastabhängige Regelung der Ladung und/oder Entladung eines Stromspeichers.

• Man kann sich die Verbrauchsdaten über den sog. „Volkszähler“ oder „powerfox poweropt“ aus dem offiziellen Haushalts-Stromzähler übermitteln lassen – sofern ein moderner Stromzähler verbaut ist und man Zugang zu diesem hat.
  Zur Verwendung der Tasmota-Software gibt es hier eine schöne Anleitung.
• Alternativ kann man ein 3-Phasen-Energiemessgerät wie das Shelly 3EM oder das teurere, aber wohl genauere my-PV WiFi Meter verwenden. Das wird in den Sicherungskasten der Wohnung eingebaut (was von Fachpersonal gemacht werden sollte) und per WLAN eingebunden.

Stromzähler und Rücklaufsperre

Für den selbst erzeugten und gleichzeitig verbrauchten Strom spart man sich die Verbrauchskosten, weil der Stromzähler nur die Differenz berücksichtigt (jedenfalls solange sie positiv ist) und entsprechend langsamer läuft. Es wird also nur der aus dem Netz bezogene Anteil des Verbrauchs berechnet.

Übrigens ist es egal, auf welcher Drehstrom-Phase (L1, L2 oder L3) die Stecker-Solaranlage angeschlossen wird und auf welcher Phase die möglicherweise gleichzeitig verwendeten Verbraucher angeschlossen sind, weil (fast) alle Stromzähler phasensaldierend arbeiten, d.h. sie bilden die Gesamtsumme über alle drei Leitungen aus dem Verbrauch und der Erzeugung, welche dabei umgekehrtes Vorzeichen hat. Das hat erst mal noch nichts damit zu tun, wie der Zähler mit dem Fall umgeht, dass die PV-Anlage mehr produziert als in dem Moment im Haushalt verbraucht wird, dass also der Saldo negativ ist.

Von gewonnenen Strom fließt der Anteil, der nicht aktuell im Haushalt verbraucht (oder gespeichert) wird, automatisch ins allgemeine Stromnetz. Die in Deutschland derzeit meist verbauten Stromzähler simulieren allerdings für die Abrechnung eine Rücklaufsperre, was man an dem entsprechenden Symbol auf dem Gehäuse erkennen kann. Das bedeutet, dass ein negativer Saldo bei der Summierung für die Abrechnung nicht berücksichtigt wird — überschüssigen ins externe Netz eingespeisten Strom verschenkt man damit praktisch an den Verteilnetzbetreiber.

Die (meisten) klassischen Ferrariszähler mit mechanischer Drehscheibe laufen hingegen einfach rückwärts, wenn mehr Strom erzeugt als verbraucht wird. Das damit verbundene Abrechnungsmodell heißt Nettomessung (engl. net metering), weil hier direkt der (über den Abrechnungszeitraum kumulierte) Saldo verrechnet wird. Damit kann man überschüssigen Strom praktisch „unter der Hand verkaufen“,, und zwar zu dem gleichen Preis, den man auch für Strombezug bezahlen muss. Das ist in vielen Ländern (z.B. in den Niederlanden, Italien und USA) offiziell so geregelt, während es in Deutschland nicht erlaubt ist.

Anfang 2023 sprach sich der VDE jedoch dafür aus, dass bei PV-Anlagen bis 800 W die Zähler künftig „auch rückwärtslaufen dürfen“. Nach den Solar-Plänen des dt. BMWK vom 10.03.2023 wollte man aber nicht so weit gehen, sondern nur „rückwärtsdrehende Zähler vorübergehend dulden, bis Zähler getauscht ist“. Es wurde aber eine Stellungnahme eingereicht mit dem Ziel, das noch zu ändern:

Dass nicht […] einfach Nettomessung gemacht wird, hemmt doch sehr den Ausbau privater Solaranlagen, weil sich diese daher allein durch den Eigenverbrauch (also vermiedenen Netzbezug) amortisieren müssen, was besonders für den sehr großen Teil der Bevölkerung schwer möglich ist, der tagsüber daheim wenig Eigenverbrauch hat. Dass überschüssiger PV-Strom an den Verteilnetzbetreiber verschenkt wird, ist ein Ärgernis für die meisten Interessenten und Anlagenbetreiber und verleitet diejenigen, die sich technisch besser auskennen, sich zumindest Gedanken über Stromspeicher mit aufladbaren Batterien zu machen, welche jedenfalls für Steckersolaranlagen schon regelungstechnisch unverhältnismäßig aufwendig sowie ökonomisch und ökologisch unsinnig bis kontraproduktiv sind.

Daher zum Ziel der schnelleren und noch wesentlich weiteren Verbreitung kleiner privater PV-Anlagen unser Plädoyer, für Anlagen bis zur Bagatellgrenze von 800 VA die Nettomessung einzuführen.

Um das umzusetzen müssten auch keine bestehenden Zähler getauscht werden, denn alte (Ferraris-)Zähler können meist ohnehin rückwärts laufen, und auch bei allen modernen Zweirichtungszählern inklusive Smart-Metering-Geräten kann man zur Abrechnung nach dem Nettomessungs-Prinzip einfach die Differenz aus Netzbezug und Einspeisung bilden.

Die sich dadurch ergebende Reduktion der Umlagen und Entgelte aus dem Strompreis sollte für Staat und Netzbetreiber nicht ins Gewicht fallen, weil die Änderung nur die Nettoeinspeisung betrifft und durch die Bagatellgrenze gedeckelt wird.

Durch den Wegfall der Rücklaufsperre für Steckersolargeräte entfällt für private Interessenten ein erhebliches psychologisches und ökonomisches Hindernis beim Einstieg in diese zukunftsweisende Technik, die der breiten Bevölkerung ermöglicht, ihren persönlichen Beitrag zu Ökologie und Klimaschutz im Zusammenhang mit der Energiewende zu leisten.

Inzwischen wurde allerdings klar, dass dieser Vorstoß nicht erfolgreich war. In einer Zusammenfassung der Ergebnisse des zweiten Photovoltaik-Gipfels des BMWK am 5.5.2023 steht u.A.:

Rückwärtsdrehende Zähler dulden: Wer ein Balkonkraftwerk anschließt, muss das an einem Zähler mit Rücklaufsperre tun, sodass bei mehr Stromproduktion als -verbrauch der Zähler nicht rückwärts drehen kann. Künftig will das Bundeswirtschaftsministerium ausdrücklich auch den Betrieb an rückwärtsdrehenden Ferraris-Zählern erlauben, und zwar übergangsweise – bis ein Zweirichtungszähler installiert wird. Dies soll legal möglich machen, dass Menschen nicht auf den Zählerwechsel warten müssen, bevor sie ihr Balkonkraftwerk anschließen. Die Legalisierung des dauerhaften Betriebs von Balkonkraftwerken an solchen Zählern ist aber “nicht geplant”.

In dem finalisierten Photovoltaik-Strategie-Dokument heißt es darüber hinaus:

Ein dauerhafter Betrieb der Balkon-PV-Anlage hinter rückwärtsdrehenden Zählern sowie eine Ausweitung dieser Regelung auf leistungsstärkere PV-Anlagen ist nicht geplant und wäre auch nicht sachgerecht.

Ein Zweirichtungszähler, auch Zweiwegezähler genannt, kann die Menge des eingespeisten Stroms unabhängig vom Bezug messen, was die Möglichkeit der Vergütung eröffnet. Eine angemeldete und vergütete Überschusseinspeisung ist möglich, aber zumindest in Deutschland mit unverhältnismäßig viel Bürokratie und Kosten verbunden (einmalig Anmeldung und ggf. Zählertausch für etwa 100€; jährlich Abrechnung, Steuererklärung, und Messstellengebühr meist 20€) und bringt wenig — die Einspeisevergütung ist staatlich festgelegt, seit Anfang 2023 beträgt sie 8,2 ct/kWh, — sehr mager im Vergleich zu den Marktpreisen für den Strombezug.

Eigenverbrauch und seine Berechnung

Wer privat eine PV-Anlage betreibt, möchte möglichst viel von ihrem Ertrag auch selbst verbrauchen, und zwar am besten direkt. Überschüssigen Strom in einer Batterie für spätere Nutzung zwischenzuspeichern ist aufwendig und teuer. Der nicht selbst genutzte Anteil wird meist ins externe Netz eingespeist. Bei Balkonkraftwerken geschieht dies ohne Vergütung, aber auch wenn man seinen Strom als Kleinunternehmer verscherbelt, hat man einige Bürokratie und bekommt ziemlich wenig heraus.

Also geht es ökonomisch darum, den Eigenverbrauchsanteil zu maximieren. Der Eigenverbrauchsanteil (Nutzungsgrad) ist der Anteil der Netto-Stromerzeugung, der direkt verbraucht (oder ggf. mit Batterie-Ladeverlusten gespeichert wird). Je höher er ist, desto weniger Energie wird ins externe Stromnetz eingespeist. Je kleiner die Anlage ist, umso leichter kann man eine hohe Eigenverbrauchsquote erreichen, allerdings dann bei entsprechend kleinerem Stromvolumen.

Damit verwandt ist der Eigendeckungsanteil (Selbstversorgungsgrad), also der Anteil des Eigenverbrauchs (ggf. mit Batterieentladung abzüglich Ladeverlusten) am Gesamtverbrauch. Je höher er ist, desto weniger Energie muss von extern bezogen werden. Er wird oft auch als Autarkiegrad bezeichnet, was etwas irreführend ist, denn typischerweise arbeitet der Wechselrichter der PV-Anlage auch dann nicht ohne Verbindung zum Netzstrom, wenn gerade kein Netzbezug (also Stromfluss von außen) stattfindet. Je größer die Anlage ist, umso höher fällt der Autarkiegrad aus, allerdings oft zu Lasten des Eigendeckungsanteils. Eine Quasi-Autarkie (Eigendeckungsanteil 100%) kann man aber nur mit enormer Stromspeicher-Kapazität erreichen.

Das Bild veranschaulicht den typischen Stromverlauf bei einer Hausdach-PV-Anlage mit 7kWp Nennleistung und 5kWh Stromspeicher an einem ziemlich sonnigen Tag mit mittags etwas Wolken. Weitere schöne Erklärungen mit Grafiken gibt es hier.

Typische Rentabilität kleiner PV-Anlagen

Wenn die Einsparung an Stromkosten durch eine Anlage ihre Kosten eingeholt hat, hat sich die Anlage amortisiert, also die Investition kaufmännisch gelohnt. Die Investition rentiert sich im Verhältnis der Jahres-Ersparnis zu den Kosten.

Wie eingangs geschrieben kann man bei optimaler Platzierung von Solarmodulen pro Jahr etwa 1,1 kWh Strommenge pro Wp installierter Solarleistung gewinnen. Rechnen wir beispielsweise mit einer Investition für die PV-Anlage von 1,10€/Wp (inklusive anteiliger Kosten für Wechselrichter, Montage, Reparatur, etc.), dann ergeben sich einmalige Kosten von 1€ pro kWh Jahresertrag.
Nehmen wir für die folgenden Beispiele zudem an, dass der sog. Arbeitspreis, also die Kosten für vom Stromanbieter bezogenen Strom, 40 Ct/kWh beträgt. Dann spart man 0,40€ für jede kWh Strom, die von der PV-Anlage produziert wird und die man auch selbst verbraucht, statt sie von außen einzukaufen.
Anfang 2023 fiel in Deutschland die Mehrwertsteuer für die Komponenten kleiner privaten PV-Anlagen weg, aber auch die Strompreise sanken im Frühjahr wieder auf etwa 30 Ct/kWh. Außerdem wurden PV-Module durch ein globales Überangebot günstiger, so dass man Anlagen mit 800 Wp teils schon für 500€ erhalten kann. Damit blieb das Kosten-/Nutzen-Verhältnis ungefähr gleich, weil sowohl der Kaufpreis als auch der einzusparende Strompreis um ungefähr 25% zurückgingen.

Eine typische Balkonanlage mit 600 Wp Nennleistung erreicht einen Jahres-Bruttoertrag von etwa 765 kWh, was bei 86% Gesamtsystem-Wirkungsgrad ca. 660 kWh Netto-Ertrag (Einspeisung des Wechselrichters) pro Jahr bedeutet. Wenn wir mit Kosten von 1,10€/Wp rechnen, ergibt das für diese Anlage 660€. Pro kWh Netto-Jahresertrag betragen die einmaligen Kosten also 1€, und bei 40 Ct/kWh eingespartem Strompreis liegt das Verhältnis genauso günstig wie wenn die Anlage nur 495€ kostet und der Strompreis 30 Ct/kWh beträgt.

• Falls man den erzeugten PV-Strom komplett selbst verbraucht, was aber praktisch kaum der Fall sein wird, ergibt sich eine Einsparung von 0,40€ pro kWh Jahresertrag und eine Amortisation der Investition in nur 2,5 Jahren. Die Rendite würde in diesem Fall satte 40% betragen.

• Bei einem durchschnittlichen Haushalts-Tages-Nutzungsprofil und Jahresverbrauch von 3000 kWh liegt der selbst genutzte Ertrag bei etwa 460 kWh pro Jahr. Der Eigenverbrauchsanteil liegt also bei 70% des Nettoertrags (und der Eigendeckungsanteil bei 15% des Verbrauchs).
  Damit werden bei 40 Ct/kWh Arbeitspreis jährlich 184€ eingespart. Für die Investition von 660€ ergibt sich eine Amortisationszeit von 3,6 Jahren und eine Rendite von 28%.

• Bei einem relativ hohen Jahresverbrauch von 6000 kWh können durchschnittlich sogar 570 kWh im Jahr (also 87% des Nettoertrags) selbst genutzt werden, was bei den angenommenen Kosten eine Amortisationszeit in 2,9 Jahren ergibt.

• Bei nur 1500 kWh Jahresverbrauch können durchschnittlich nur 330 kWh im Jahr (also 50 % des Nettoertrags) selbst genutzt werden, was eine Amortisation in genau 5 Jahren ergibt.

• Wenn bei 3000 kWh Jahresverbrauch montags bis freitags von 8 bis 16 Uhr nur eine Grundlast von 100 W anfällt, liegt der Eigenverbrauch bei 365 kWh im Jahr (also 55 % des Nettoertrags) und die Amortisationszeit bei 4,5 Jahren.

In den beiden zuletzt genannten Fällen könnte man überlegen, weniger PV-Leistung als 600 Wp zu installieren, allerdings hätte man dann auch langfristig weniger Nutzen.

Für die Amortisation des energetischen Aufwands zur Herstellung einer Mini-PV-Anlage muss man nach Angaben des DKE allerdings noch 2-3 Jahre länger rechnen. In die Gesamt-Ökobilanz einer PV-Anlage und ihrer Nutzung gehen natürlich noch weitere Effekte ein, die sich aber kaum quantifizieren lassen.

Online-Berechnung

Achtung: Die in diesem Abschnitt genannten Simulatoren setzen bei Einsatz eines Pufferspeichers eine ideale Speicherstrategie voraus. Ihre Ergebnisse gelten nicht bei Verwendung einer primitiven Regelung, wie sie für Balkonkraftwerke mit Speicherbatterie typisch sind. Für diese kann aber der u.g. ‘SolBatSim’ verwendet werden.

Stecker-Solar-Simulator und Unabhängigkeitsrechner

Der Eigendeckungsanteil und Eigenverbrauchsanteil lässt sich sehr einfach näherungsweise mit dem „Stecker-Solar-Simulator“ für Balkonkraftwerke bzw. dem „Unabhängigkeitsrechner“ für Hausdach-PV-Anlagen der HTW Berlin berechnen. Hier im Bild die Ausgabe bei 3000 kWh Jahres-Stromverbrauch, einem Strompreis von 40 Ct/kWh und für PV-Module mit Südausrichtung, 35° Anstellwinkel (Neigung) und ohne Verschattung. Beide Simulationen nutzen intern Daten der Wetterstation Lindenberg bei Berlin aus dem Jahr 2017 — für Süddeutschland kann man also 10-15% mehr PV-Leistung ansetzen. Als Eingabe verwenden sie den Jahresstromverbrauch (mit einer typischen Lastverteilung) und die PV-Nennleistung (mit einem spezifischen PV-Jahresertrag von 1024 kWh/kWp). Man kann auch eine (nutzbare) Speicherkapazität angeben, wobei ein typischer Wirkungsgrad für LiFePO4-Batterien von 95% und typische Wandlungsverluste des Ladereglers und des Wechselrichters von jeweils 94% angenommen werden. Implizit wird eine optimale bedarfsgerechte Lade-/Entladeregelung vorausgesetzt. Der Unabhängigkeitsrechner liefert auch den Anteil der Batterieentladung an der Stromversorgung, den man zur Ertrags- und Wirtschaftlichkeitsberechnung von PV-Speichern verwenden kann (und zwar durch Multiplikation mit dem Stromverbrauch). Für Anlagen ohne Stromspeicher sind die Ergebnisse sehr realistisch.

PV*SOL

Von der sehr soliden kommerziellen Simulationssoftware PV*SOL gibt es auch eine kostenlose Online-Variante. Auch diese ist eigentlich für große Haus-PV-Anlagen gedacht, aber wenn man beim Wechselrichter ‘TSUN’ auswählt, lässt sie sich für Balkonanlagen verwenden, geht aber von einem für Stecker-Solar-Anlagen zu hohen System-Wirkungsgrad (über 92%) aus.

Der mögliche Eigenverbrauch hängt natürlicherweise stark vom gewählten Lastprofil ab. Mit der Auswahl ‘2 Personen mit einem Kind’ bekommt man Ergebnisse, die dem von der HTW Berlin verwendeten Durchschnitt am nächsten kommen (aber etwas niedriger ausfallen).

PVTool@AkkuDoktor

Eine sehr einfache Möglichkeit, online die Amortisation zu berechnen, bietet auch das PVTool von „AkkuDoktor“. Als Besonderheit kann man hier schön sehen, wie sich Eigenverbrauchsquote, Autarkiegrad und Amortisation in Abhängigkeit von der Anwesenheit und Kapazität eines Stromspeichers ändern.

Für Speicher wird stillschweigend und nicht änderbar AC-Kopplung angenommen. Leider sind die Ergebnisse v.A. ohne Speicher und bei kleineren Speichergrößen deutlich zu optimistisch. Dafür gibt es (mindestens) folgende Gründe:

• Vor Allem wird das Standard-Haushalts-Lastprofil H0 des VDEW (inzwischen: BDEW) von 1996/97 verwendet, und das auch nur in Stundenauflösung statt in der verfügbaren 15-minütigen Auflösung. Damit können keinerlei Lastspitzen berücksichtigt werden, wozu mindestens Minutenauflösung (besser: Sekundenauflösung) benötigt wird.
  Leider kann man auch kein eigenes (individuelles) Lastprofil verwenden.
• Es werden keine Speicherverluste berücksichtigt.
• Die Lade- und Entlade-Wirkungsgrade für den Speicher werden standardmäßig unrealistisch hoch angenommenen, was man aber in den erweiterten Einstellungen anpassen kann.
• Standardmäßig wird die Lade- und Entladeleistung nicht begrenzt, wobei man das ebenfalls in den erweiterten Einstellungen korrigieren kann.

brodsoft Stromverlauf

Eine ältere Simulation des Eigenverbrauchs für einen gegebenen PV-Nettoertrag mit Fokus auf Stromspeicher (mit gegebener nutzbarer Kapazität und Effizienz), gibt es von brodsoft. Diese basiert auf realen Profildaten für PV-Erzeugung und Stromverbrauch, mit denen die Berechnung auf Stundenbasis erfolgt. Man kann sich in der Ausgabe auch für jeden Monat Grafiken ausgeben lassen darauf sehr schön den Verlauf der elektrischen Größen ansehen. Außerdem gibt es gute Info-Seite mit guten Erklärungen zu Eigenverbrauchsanteil und Eigendeckungsanteil zu Strategien zu ihrer Optimierung. Diese Simulation berechnet für die o.g. 600 Wp Beispiel-Anlage je nach Auswahl des Profils einen Eigenverbrauch von teils 601 kWh (Profil „allgemein 13/14“) und mehr, aber typischerweise eher 514 kWh (Profil „InGe 16“) pro Jahr.

PV Calculator

Es gibt auch eine Android-App namens PV Calculator mit relativ flexiblen Parametern und sehr schöner Darstellung der Ergebnisse. Sie verwendet die Daten von PVGIS und rechnet auf Stundenbasis. Für die o.g. Beispiel-Anlage mit 600 Wp kommt sie für die gegebenen Wirkungsgrade korrekt auf einen Jahres-Nettoertrag von 664 kWh. Trotzdem sind die Ergebnisse leider zu optimistisch. Das liegt teils an den angebotenen Profilen (z.B. VDEW-H0-Werktag), die täglich die gleiche Last annehmen, wobei man immerhin selbst welche pro Jahreszeit definieren kann. Aber das Hauptproblem ist, dass die Last nur im stundenweisen Durchschnitt betrachtet wird, also die typischen Lastspitzen unberücksichtigt bleiben. Damit ergibt sich bei 3000 kWh Jahres-Strombedarf für die meisten Profile unrealistischerweise so gut wie keine Netzeinspeisung und selbst für das Profil „Peak Morgen Abends“ eine viel zu niedrige Netzeinspeisung von 52 kWh. Außerdem wird etwas verwirrend im Gesamtergebnis nicht der resultierende Eigenverbrauch (hier 612 kWh) dargestellt, sondern der Nettoertrag und der Netzbezug.

Ökonomisch orientierte PV-Rechner

Für die rein kaufmännische Berechnung der Rendite einer PV-Anlage und/oder Stromspeicher gibt es ein einfaches Online-Tool namens pvroi auf Englisch. Es berücksichtigt Inflation und Degradation, aber keine darüber hinausgehende Reparaturen bzw. Abschreibung. Als Ergebnis bekommt man entweder für gegebenen Preis die jährliche Rendite in % (und kann dann vergleichen, ob die Investition mehr bringt als eine andere) oder umgekehrt: Für eine Wunsch-Rendite den Maximalpreis für die Komponenten.

Die Offline-Tabellenkalkulation PV-Rechner hat als besonderen Schwerpunkt die kaufmännische Betrachtung inklusive Rendite und Kapitalkosten unter Berücksichtigung von Abschreibung für Reparaturen u.ä. Er ist für „große“ PV-Anlagen auf Hausdächern konzipiert, und behandelt optional gesondert das Laden eines E-Fahrzeugs, den Betrieb einer Wärmepumpe und die Nutzung eines Stromspeichers, funktioniert aber auch für Balkonsolaranlagen. Als Eingabe erwartet er u.A. den spezifischen PV-Jahresertrag, die Ausrichtung der Module und den geschätzten Anteil des während der Sonnenscheindauer im Haushalt nutzbaren Ertrages. Energieflüsse werden der Einfachheit halber nur grob auf Monatsbasis gerechnet, so dass wichtige tageszeitliche Effekte und Lastspitzen nicht berücksichtigt werden. Besonders die Simulation des Stromspeichers ist stark idealisiert.

Bei der o.g. typischen Balkonanlage für 660€ mit 600 Wp und 660 kWh Jahresertrag ergibt sich mit dem PV-Rechner für einen Haushalt mit 3000 kWh Jahresverbrauch, der zu 28% während der Haupt-Sonnenscheinzeiten erfolgt, ein etwas zu optimistischer Solarstrom-Eigenverbrauch von etwa 530 kWh pro Jahr. Damit könnte man bei 40 Ct/kWh jährlich ca. 205€ Stromkosten einsparen, was eine Amortisationszeit von 3,2 Jahren und eine satte (Anfangs-)Rendite von 26% ergäbe.

Hinweis: Der PV-Rechner stammt von Falko (bonotos) Der originale beinhaltet auch seiner letzten Version 22-06 einen groben Fehler in der Rendite-Formel, der zu (fast) doppelt überhöhten Rendite-Zahlen führt. Ich habe mich mit Falko zu diesen und anderen Punkten ausgetauscht. Er möchte an dem Tool nichts mehr machen. So stelle ich hier eine verbesserte und etwas erweiterte Version zur Verfügung.

SolBatSim: Hochauflösende flexible Simulation

SolBatSim, ein selbst entwickelter Simulator, basiert auf Lastprofilen des Stromverbrauchs mit mindestens stündlicher, aber besser minütlicher (oder noch höherer) Auflösung. Daher und weil er die verschiedenen Arten von möglichen Verlusten differenziert berücksichtigt kommt er auf sehr realistische Ergebnisse. Aufgrund seiner großen Flexibilität deckt er fast alle üblichen Situationen ab. Aus diesen Gründen ist er auch als Referenz für andere Simulationen verwendbar.

Das Simulator-Skript benötigt als Eingabe eine Lastprofil-Datei. Für die Simulation allgemeiner Haushaltssituationen können zum Beispiel die 74 von der Forschungsgruppe Solarspeichersysteme der HTW Berlin veröffentlichen Lastprofile mit 1-Minuten-Auflösung (oder gar 1-Sekunden-Auflösung) verwendet werden. Mit einem Lastprofil-Skript kann man aus diesen Rohdaten Lastprofil-Dateien wie diese synthetisieren.

Die zweite wichtige Eingabe sind die PV-Ertragsdaten, welche meistens in Stunden-Auflösung erhältlich sind, wie etwa die PV-Ertragsdaten von PVGIS. Von dort kann man für einen gegebenen Standort und eine gegebene PV-Modul-Ausrichtung (wahlweise für einen Abschnitt von Jahren zwischen 2005 und 2020 oder für ein typisches meteorologisches Jahr) Solardaten wie diese herunterladen. Der Simulator kann eine oder mehrere solcher Dateien als Eingabe verwenden, womit sich auch eine Linearkombination von PV-Modulsträngen unterschiedlicher Ausrichtung, Verschattung und Leistungsparameter abbilden lässt. Jede Datei stellt dabei einen Strang von Modulen mit gleicher Einstrahlung dar.

Die Simulation läuft normalerweise über alle Jahre mit vorhandenen PV-Daten und mittelt in der Ausgabe die Energie-Werte über die betrachteten Jahre. Sie kann aber auch beschränkt werden auf ein typisches meteorologisches Jahr oder auf eine bestimmte Jahresspanne, für die PV-Daten vorhanden sind. Außerdem kann man weiter einschränken auf eine bestimmte Monatspanne, Tagesspanne und/oder Stundenspanne.

Für die Simulation kann das Lastprofil in einem wählbaren täglichen Zeitabschnitt durch eine konstante oder minimale (Grund-)Last adaptiert werden, ebenso der Gesamt-Jahresverbrauch aus dem Lastprofil, die Nennleistung jeder PV-Modulgruppe und weitere Parameter wie der System-Wirkungsgrad der PV-Anlage (resultierend aus Verlusten z.B. in den Leitungen und durch Verschmutzung, Eigenverschattung und Alterung der Module) und der Wirkungsgrad des Wechselrichters, welche als konstant angenommen werden. Auch eine Limitierung der Leistung einzelner Modulstränge (an MPPT-Eingängen) und der Wechselrichter-Gesamt-Ausgangsleistung (auf z.B. 600 W) wird unterstützt.

Außerdem kann die Verwendung eines Stromspeichers simuliert werden, dessen Ladung DC- oder AC-seitig gekoppelt sein kann. Für jeden Strang von PV-Modulen lässt sich angeben, ob er mit dem Speicher gekoppelt ist oder direkt (über den Wechselrichter) ins Hausnetz einspeist. Parameter sind die Brutto-Kapazität, die maximale Lade- und Entladetiefe, die maximale Lade- und Entladerate (Leistung als Vielfaches der Kapazität/h), die angenommenen Wirkungsgrade der Ladung und Speicherung, sowie optional der Wirkungsgrad des für die Entladung verwendeten Wechselrichters. Zudem kann aus folgenden weiter unten näher behandelten Lade- und Entladestrategien gewählt werden:

• Ladestrategie (solange die definierte Maximalladung nicht erreicht ist):
  • Lastvorrang (optimal): Speicherung der nicht anderweitig gebrauchten PV-Energie – im Zusammenhang mit E-Fahrzeugen Überschussladung genannt
  • vorrangige Speicherung (ohne Berücksichtigung der Last), wobei wahlweise Strom auch teils am Speicher vorbei geleitet werden kann:
    • für Überschuss, der nicht mehr in den Speicher passt, und/oder
    • für eine konstante PV-Nettoleistung
• Entladestrategie (solange die definierte Minimalladung nicht erreicht ist):
  • lastgeregelte Einspeisung (optimal): Entnahme so viel wie zusätzlich zum PV-Ertrag gebraucht wird
  • lastgeregelte Einspeisung, aber mit Limitierung der abgegebenen Leistung (wobei die Limitierung auf ein Uhrzeit-Intervall eingeschränkt werden kann)
  • Speicherentladung kompensiert PV-Leistung maximal auf Mindestlast-Zielwert (wobei die Einspeisung auf ein Uhrzeit-Intervall eingeschränkt werden kann)
  • Umschaltung auf Konstanteinspeisung mit Mindestlast-Zielwert, wenn die PV-Leistung unterhalb eines Schwellwerts (z.B. 100 W) liegt und zudem der Abstand zwischen Zielwert und PV-Leistung über dem Schwellwert liegt - bei Einspeisung geht aber die PV-Leistung verloren (wie beim Anker Solix), und die Einspeisung kann auf ein Uhrzeit-Intervall eingeschränkt werden
  • Konstanteinspeisung: Entnahme einer definierten Leistung aus dem Speicher, optional auf ein Uhrzeit-Intervall eingeschränkt (z.B. für Nachteinspeisung)

Die Ausgabe aller Parameter und Ergebnisse erfolgt textuell im Terminal. Die Ergebnisse, wie z.B. die PV-Erträge und der Eigenverbrauch, sowie ggf. der Speicherdurchsatz usw., werden über alle simulierten Jahre gemittelt ausgegeben. Optional wird auch die Verteilung der PV-Leistung, Last, Netzeinspeiseleistung, Lade- und Entladeleistung über die 24 Stunden der Tage ausgegeben, und zwar gemittelt über alle Tage und als Maximalwerte für die jeweilige Stunde. Optional kann die Ausgabe zusätzlich in CSV-Dateien geschehen. Dann erfolgt zusätzlich eine tabellarische Ausgabe der wichtigsten variablen Größen: PV-Brutto- und Netto-Ertrag, Verbrauch, Eigenverbrauch und Netzeinspeisung, sowie bei Verwendung eines Speichers Ladung, Entladung und Ladezustand. Diese werden wahlweise in voller Auflösung (also mit je einer Zeile pro Wert im Lastprofil) oder über Stunden, Tage, Wochen oder Monate gemittelt ausgegeben.

Der Simulator hat auch einen Testmodus für Debugging- und Demonstrationszwecke und kann bei Bedarf detaillierte Daten für jeden Simulationsschritt anzeigen.

Für die o.g. Beispiel-Anlage für den Raum München mit 600 Wp und einem PV-Nettoertrag (nach Wechselrichter-Verlusten) von etwa 662 kWh ergibt sich mit dieser Simulation unter Verwendung minutengenauer Lastprofile ohne Speicher je nach Profil ein Eigenverbrauch von ca. 460 kWh.

Das Ergebnis fällt nicht so günstig wie bei den zuvor genannten Simulationen aus, v.A. weil hier die in der Praxis relativ häufigen Lastspitzen immerhin im Minutenbereich berücksichtigt werden, die von einer Mini-Solaranlage praktisch kaum abgefangen werden können, so dass der Eigenverbrauchsanteil geringer ist als bei einer über Stunden oder gar ganze Monate gemittelten Betrachtung.

Vergleichsrechnungen auf Grundlage eines Lastprofils mit (annähernd) sekündlicher Auflösung haben ergeben, dass die Lastspitzen nur teilweise einen spürbaren Einfluss auf die Nutzbarkeit des PV-Ertrags von kleinen Anlagen haben. Bei 600 Wp sind die Eigenverbrauchs-Ergebnisse bei Lastdaten auf Stundenbasis etwa 3 bis 6% zu optimistisch, auf Minutenbasis nur bis etwa 1%.

Nutzungsvarianten

Solarmodule liefern in direkter Abhängigkeit von der Einstrahlungsstärke sehr variablen Gleichstrom (je nach Nennleistung maximal z.B. 11 A) mit einer Spannung je nach Modultyp von üblicherweise 22 bis 44 V. Dieser „rohe“ Strom ist direkt erst mal kaum verwendbar, außer z.B. zum Aufheizen eines Warmwasserspeichers mit einem PV-Heizstab – siehe dazu weiter unten.

Normalerweise wird der PV-Strom daher in Wechselstrom umgewandelt und direkt ins Hausnetz eingespeist, was das Thema des nächsten Abschnitts ist.

Man kann gerade nicht benötigten PV-Strom auch in einer Batterie zwischenspeichern, was ein Abschnitt weiter unten behandelt, der auch erklärt, dass sich das in den seltensten Fällen lohnt.

Direkte Netzeinspeisung (Stecker-Solaranlage, „Balkonkraftwerk“)

Typischerweise speisen Solaranlagen den erzeugten Strom nach Umwandlung durch einen netzgekoppelten Wechselrichter (Solarwechselrichter, engl. grid-tie inverter) direkt ins Hausnetz oder öffentliche Stromnetz ein, wo er sofort in irgendeiner Form verbraucht wird (bzw. der Rest verlorengeht).

Wichtig zu beachten ist, dass diese Nutzungsart abseits eines bestehenden Wechselstrom-Netzes und während eines Stromausfalls nicht funktioniert, weil sich der verwendete Wechselrichter mit dem Stromnetz synchronisieren muss.

Wie schon der Name Stecker-Solaranlage ausdrückt, werden solche kleinen Anlagen meist einfach über einen (Schuko-)Stecker mit dem Hausnetz verbunden, z.B. an einer Außensteckdose auf dem Balkon oder der Terrasse. Das ist sehr flexibel und ermöglicht, sehr einfach ein Energiemessgerät dazwischenzustecken, wie es unten zur Verbrauchsmessung dargestellt ist. Diese Lösung ist m.E. schon sicher genug, weil der Wechselrichter die Stromzufuhr sofort unterbricht, wenn man den Stecker aus der Dose zieht und seine blanken Kontakte berühren kann. Anfang 2023 sprach sich der VDE dafür aus, „den Schuko-Stecker für die Einspeisung […] zu dulden“, und nun will das BMWK „Schukostecker als Energiesteckvorrichtung ebenfalls zulassen“.

Man kann aber auch, wie vom VDE bislang empfohlen, eine spezielle Energiesteckdose verwenden. Diese wird auch Einspeisesteckdose genannt und ist meist von der Firma Wieland. Sie gilt als besonders sicher, ist aber auch recht teuer und muss von einem Elektriker installiert werden. Hier ein ausführlicher Vergleich. Eine weitere Möglichkeit ist, den Wechselrichter direkt fest mit dem Hausnetz zu verdrahten, was den Betrieb sogar noch sicherer macht.

Die auch Balkonkraftwerk genannten Anlagen haben meist eine recht geringe PV-Nennleistung von etwa 600 bis 800 Wp. Das hat neben der geringen Größe und sehr überschaubaren Kosten auch damit zu tun, dass sie selbst installiert werden dürfen und genehmigungsfrei sind, wenn sie maximal 600 W in die Steckdose einspeisen. Dies gilt bislang für Deutschland und die Schweiz; in Österreich gilt nach einer allgemeineren EU-Regel für die vereinfachte Nutzung eine Obergrenze von 800 W. Seit Anfang 2023 empfiehlt selbst der VDE, sich in Abweichung zur bislang geltenden technischen Norm VDE-AR-N 4105 künftig auch in Deutschland an der „Bagatellgrenze bis 800 W“ zu orientieren.
Anfang März 2023 startete eine Petition für die schnelle Umsetzung des VDE-Positionspapiers, und auch die PV-Strategie 2023 des dt. BMWK will „die Grenze auf 800 VA Wechselstromleistung zu erhöhen“.

In Deutschland sind PV-Anlagen anmeldepflichtig, wenn sie ins externe Netz einspeisen können, wobei der Aufwand für Balkonkraftwerke nicht so groß ist. Nach einem Artikel im pv magazine wird geschätzt, dass nur 10 bis 20% der Stecker-Solaranlagen tatsächlich beim Netzbetreiber angemeldet werden. Eine dort genannte Umfrage hat auch ergeben, dass etwa 77% der Anlagen mit einem Schuko-Stecker angeschlossen werden. Bei etwa 1/3 der Anlagen befinden sich die PV-Module auf oder an einem Balkon; bei etwa der Hälfte werden die Module z.B. auf einem Flachdach oder im Garten aufgeständert.

Beschränkung auf 600 bzw. 800 W und ihre Gründe

Die Hauptgründe für die Leistungsbegrenzung bei der Einspeisung von PV-Strom sind nicht, wie von vielen angenommen, Sicherheitsbedenken bzgl. der Stromleitungen im Haushalt. Die wesentlichen technischen und wirtschaftlichen Gründe sind vielmehr mögliche nicht immer gut kalkulierbare Rückwirkungen auf das allgemeine Stromnetz.

• Bei massenhafter Einspeisung von Solarstrom und kräftigem Sonnenschein kann der Strom im Verteilnetz z.B. durch ziehende Wolken sehr stark schwanken, was seine Stabilität beeinträchtigen könnte.
• Außerdem kann es passieren, dass der Netzbetreiber bei großen Schwankungen teils besonders teuren Strom nachkaufen muss bzw. für überschüssigen Strom einen sehr geringen oder gar negativen Preis bekommt, sprich „Strafe zahlen“ muss.
• Auch könnten sich Freileitungen, durch die ungewöhnlich viel Strom fließt, stärker als üblich ausdehnen und eventuell gefährlich durchhängen.

Wenn jedoch durch sog. Nulleinspeisung sichergestellt ist, dass kein lokal erzeugter Strom ins externe Netz fließt, können Steckdosen-Anlagen auch z.B. mit 1800 W Leistung normgerecht betrieben werden. Dafür ist inzwischen eine fertige Lösung von indielux erhältlich, der ready2plugin-Stromwächter.

Man kann durchaus annehmen, dass Beschränkungen auch dadurch motiviert sind, dass die Energieversorgungsunternehmen möglichst wenig Konkurrenz haben wollen.

Die sog. Bagatellgrenze bei 600 bzw. 800 Watt dient in erster Linie der erleichterten Anmeldung kleiner Stecker-Solaranlagen. Die Beschränkung leistet in gewisser Hinsicht aber auch einen Beitrag zum Schutz der Stromleitungen im Haus in folgendem sehr selten auftretenden Fall:

Wenn über die Wohnungs-Stromleitung, an der die Einspeisung stattfindet, gleichzeitig sehr kräftig Strom verbraucht wird, kann es unter sehr ungünstigen Umständen passieren, dass auf Teilen der Leitung mehr Strom fließt als die Sicherung eigentlich erlauben würde, was dann zu einer mehr oder weniger übermäßigen Erwärmung der Leitung führt.
Wenn L der momentane Gesamt-Verbrauch auf der Leitung ist und P die momentane Erzeugung auf derselben Leitung, kommt bei der Sicherung die Leistung L - P an. Wenn die Sicherung auf 16 A ausgelegt ist und die dort ankommende Leistung vom Betrag her, also |L - P|, kleiner als 3680 W (= 230 V × 16 A) ist, löst die Sicherung nicht aus. Falls dabei L oder P größer als 3680 W ist, fließen auf einem Teilabschnitt der Leitung mehr als 16 A Strom.
Das kann beispielsweise passieren, wenn gerade die Erzeugung 6 A Strom liefert und der Stromverbrauch zwischen 16 A und 22 A liegt.
Das ist allerdings insgesamt in der Praxis höchst unwahrscheinlich, denn fast niemand betreibt an derselben Leitung gleichzeitig Geräte, die in Summe einen Verbrauch L von über 3680 W haben, und dass z.B. durch einen Kurzschluss extrem viel Strom fließt, ist möglich, aber kommt selten vor. Und selbst wenn das der Fall ist und die Solaranlage in dieser Zeit auch nur mal kurz weniger Leistung als L - 3680 W liefert, löst die Sicherung wie üblich aus und die Überlast ist beendet.

Von der ESTI (Schweiz) wird aus diesem Grund die Leitungsüberlastung durch Stecker-Solaranlagen nicht normativ betrachtet. In Irland macht man sich da auch keine Sorgen und erlaubt sogar 6 kW für einphasige bzw. 11 kW für dreiphasige Einspeisung zu einfachen Anschluss- und Abrechnungsregeln.
In Deutschland schreibt VDE V 0100-551-1 vor, dass die Strombelastbarkeit des Leiters größer sein muss als der Nennstrom der Sicherung und der Ausgangsstrom des Netzwechselrichters zusammen. Dann ist man auf jeden Fall auf der sicheren Seite, aber von dieser Regel hat man als Nichtelektriker wenig, weil man die Belastbarkeit der Leitung kaum wissen wird und man auch nicht einfach den Sicherungsautomaten wechseln kann.
Besonders in Deutschland herrscht die Neigung, alles möglichst idiotensicher zu machen, damit unter keinen Umständen etwas passieren kann. Dann besteht aber die Gefahr, dass das Verhältnis von Aufwand zu Nutzen viel zu ungünstig wird.

Kappungsverlust durch Drosselung auf 600 W

Die nominelle Leistung der verwendeten Solarmodule kann und sollte in Summe durchaus größer sein aus 600 Wp, also eher 800 bis 1000 Wp. Denn in der Praxis wird auch mit solchen Modulen eine Ausgangsleistung von 600 W und mehr ohnehin kaum erreicht, und das auch nicht oft, gerade in sonnenarmen Zeiten. Der Unterschied beim nutzbaren Jahres-Gesamtertrag ohne/mit Drosselung des Wechselrichters auf 600 W ist sehr gering: etwa 10 kWh, also knapp 3€ im Jahr.

Diese Erkenntnis ist schon recht alt und wurde wohl erst für größere Anlagen diskutiert, aber wird auch immer wieder für kleine Anlagen neu entdeckt.
Nochmal geringer ist der Unterschied beim Eigenverbrauch für eine Balkonanlage, wie die u.g. Ergebnisse genauer Simulationen zeigen.

Man hat durch eine gewisse Überdimensionierung der PV-Module (auch Überbelegung oder Unterdimensionierung des Wechselrichters genannt) auch zu ungünstigen Tages- und Jahreszeiten entsprechend mehr Ausbeute (eigentlich sogar überproportional mehr, weil die Anlaufspannung der Regelung schneller erreicht wird), allerdings auf eher niedrigem absoluten Niveau.

Die typischerweise auf 600 W gedrosselten Wechselrichter realisieren die Leistungsbegrenzung aus energetischen Gründen schon auf ihrer Eingangsseite. Leider verwenden einige Modelle (zumindest die von Deye/Bosswerk/revolt), wie man in Diagrammen sehen kann, dabei direkt den Ziel-Grenzwert, statt zu berücksichtigen, dass aufgrund des Wirkungsgrades auf der Ausgangsseite gut 5% weniger ankommen. Zudem wird der Grenzwert oft auch noch einfach gleichmäßig auf die Eingänge aufgeteilt. So können bei 95% Wirkungsgrad höchstens 570 W geliefert werden. Obwohl der Netto-Ertrag durch diese ungeschickte Form der Abregelung also oft sogar unnötig stark verringert wird, ist der Effekt auf den nutzbaren Ertrag längst nicht so groß wie man meinen könnte.

Nehmen wir beispielsweise eine PV-Anlage mit 1000 Wp, die je nach Standort und Ausrichtung zu einem Ertrag von 1272 kWh brutto pro Jahr führen kann, also bei einem PV-System-Wirkungsgrad von 92% und einem typischen Wechselrichter-Wirkungsgrad von 94% etwa 1100 kWh Netto-Ertrag. Bei 3000 kWh Jahresverbrauch mit einem durchschnittlichen Lastprofil macht der effektive Verlust durch Drosselung auf 600 W Eingangsleistung des Wechselrichters (also 564 W Ausgangsleistung bei den 94% Wirkungsgrad) nur ungefähr 10 kWh aus. Dies erklärt sich durch zwei Effekte:

• Die Abregelung findet zwar während etwa 650 Sonnenstunden im Jahr statt, aber die Differenz auf den sonst möglichen Netto-Ertrag ist moderat: etwa 80 kWh. Dieser Verlust ist schon nicht groß, und er wird durch Folgendes nochmal deutlich kleiner:
• Nur während in Summe etwa 90 Stunden wird zeitgleich zu dieser Abregelung bei einem durchschnittlichen Lastprofil überhaupt so viel Strom verbraucht, dass sich die Drosselung beim Eigenverbrauch bemerkbar macht. Und die Menge dieses Verbrauchs, bei dem also mehr als 528 W Leistung beansprucht werden, ist ziemlich gering, so dass der Verlust effektiv nur 10 kWh ausmacht.

Selbst wenn man es schafft, die Last innerhalb des Tages so zu verschieben, dass täglich zwischen 8 und 16 Uhr doppelt so viel verbraucht wird wie normal und morgens und abends entsprechend weniger, ist der effektive Kappungsverlust im Jahr immer noch nur 20 kWh (während in Summe effektiv 190 Stunden).
Und wenn man täglich zwischen 8 und 16 Uhr keine Lastspitzen hat, die über die Kappungsgrenze gehen (sondern z.B. nur eine konstante Grundlast von 100 W), dann verschwindet der effektive Kappungsverlust natürlich völlig.

Auch bei Abweichung von der optimalen Südausrichtung verschwinden die ohnehin äußerst geringen Eigenverbrauchs-Einbußen durch Kappung auf 600 W zusehends und sind bei Ost-West-Aufteilung (Azimut +/-90°) gar nicht mehr vorhanden.

Aus den genannten Gründen lohnt es sich (jedenfalls bei PV-Nennleistungen bis um die 1000 Wp) nicht, statt eines auf 600 W gedrosselten Wechselrichters einen teureren mit 800 W Maximalleistung zu nehmen oder darauf zu warten, bis diese in Deutschland offiziell unter die Bagatellgrenze fallen.

Hingegen bieten 800 bis 1000 Wp statt 600 Wp PV-Nennleistung bei relativ geringen Zusatzkosten eine sinnvolle Reserve für schwächere Sonnenstunden, wodurch der Netto-Ertrag trotz Kappung etwa 200 bis 350 kWh höher liegt, und der Eigenverbrauch immerhin 80 bis 140 kWh höher im Jahr. Die Amortisationszeit der Gesamt-Anlage bleibt dabei ziemlich gleich, und auf lange Sicht ergibt sich eine entsprechend höhere Kostenersparnis als mit 600 Wp.

Hausnetzeinspeisung mit Batteriepuffer

Statt den Solarstrom direkt einzuspeisen, kann man ihn auch in einer aufladbaren Batterie zwischenspeichern und von dort zeitlich versetzt über einen netzgekoppelten Wechselrichter ins Hausnetz einspeisen. Diese Betriebsart kann man allgemein als Strompufferung bezeichnen.

Für die Auslastung eines Strompuffers gibt es eine Kennzahl, die von der Kapazität des Speichers abstrahiert, nämlich die Zahl der Vollzyklen in einem Zeitraum, typischerweise ein Jahr. Sie ist definiert als die Energie, die in dem Zeitraum insgesamt aus dem Speicher entnommen wird (nachdem sie natürlich vorher irgendwann eingespeichert wurde), geteilt durch seine nutzbare Kapazität (also z.B. 90% der Nennkapazität). Bei typischen Dach-PV-Anlagen mit üblicher Dimensionierung des Speichers liegt die Zahl der Jahres-Vollzyklen bei etwa 200. Aber je nach Größe der PV-Anlage und des Speichers sowie der zeitlichen Verteilung von Ertrag und Verbrauch kann die Zyklenzahl auch deutlich höher oder niedriger sein, z.B. 400 oder 100. Bei einem Wert von 183 wird die verfügbare Speicherkapazität im Jahresschnitt alle zwei Tage verwendet — was aber nicht heißt, dass der Speicher im Schnitt jeden zweiten Tag erst mal voll aufgeladen und dann wieder ganz entladen wird.

Die Strompufferung soll den Nutzen der PV-Anlage für den eigenen Stromverbrauch erhöhen. Aber finanziell lohnt sie sich fast nie — außer wenn sie über eine optimierte (lastgesteuerte) Lade- und Entladeregelung verfügt und man den Speicher sehr günstig bekommt oder schon aus anderen Gründen hat, z.B. für eine Notstromversorgung (mit Inselwechselrichter) oder als Fahrzeugbatterie. Außerdem ist es für die ökologische Gesamtbilanz eigentlich besser, den überschüssigen Strom an die Allgemeinheit (auch ohne Vergütung) abzugeben.

Die einfachsten Anlagen verwenden eine Konstanteinspeisung, wobei eine zeitgesteuerte Variante Nachteinspeisung genannt wird. Wie etwas weiter unten ausgeführt, bringen allerdings solche Anlagen selbst bei optimierter Wahl der Entnahmeleistung sehr wenig, weil bei voller Batterie relativ viel überschüssige Energie verloren geht. Eine höhere konstante Entnahmeleistung oder eine Überschussableitung verringert zwar den Komplettverlust des Überschusses, führt aber dazu, dass mehr Energie im Haushalt nicht genutzt und stattdessen ins externe Netz abgegeben wird.

Im Folgenden werden konkrete Zahlen gegeben für die o.g. typische Balkonanlage mit 600 Wp gegeben, der eine Pufferbatterie mit 1 kWh effektiv nutzbarer Kapazität hinzugefügt wurde. Dazu passt sehr gut eine 12,8 V 100 Ah LiFePO4-Batterie, also mit nominell 1,28 kWh Kapazität, denn davon muss man ohnehin mindestens 90% für eine gesunde Entladetiefe abziehen, und nochmal ungefähr 90% für die durchschnittliche Degradation durch Alterungseffekte. Die Eigenverbrauch-Ergebnisse wurden mit dem o.g. SolBatSim berechnet, unter Annahme einer (effizienteren) DC-Kopplung mit Lade-Wirkungsgrad 94% und Speicherungs-Wirkungsgrad 95%. Wie zuvor sind für den Wirkungsgrad des PV-Systems 92% angenommen und für die Wechselrichtung (auch bei Entladung aus der Batterie) 94%.

Bei optimaler Lade-/Entlageregelung, s.u., die leider nur sehr schwer zu realisieren ist, gäbe es keinen Verlust durch Überlauf des Speichers. Durch die Verwendung des Speichers ließe sich der jährliche Eigenverbrauch von 460 auf 640 kWh und der Eigenverbrauchsanteil von 59 auf satte 97% des Nettoertrags steigern. Für die Auslegung des Speichers sehr interessant ist Folgendes: Eine Erhöhung der nutzbaren Speicherkapazität auf 2 kWh würde keine weitere Steigerung des Eigenverbrauchs bringen, und schon eine Speicherkapazität auf 0,5 kWh brächte einen Eigenverbrauch von 628 kWh, also einen Eigenverbrauchsanteil von 95%.
Der PV-Bruttoertrag von 765 kWh bzw. Nettoertrag 660 kWh würde also fast maximal genutzt, ab 1 kWh nutzbarer Kapazität wäre die Netzeinspeisung 0 kWh, und der Rest wären kleine Verluste des Ladereglers und der Speicherbatterie von 12 + 9 kWh. Der 1 kWh Speicher wäre mit ca. 195 Vollzyklen pro Jahr nur mäßig belastet. Bei 40 Ct/kWh Strompreis ergäbe sich eine jährliche Stromkosten-Einsparung von 72€.

Selbst wenn die dafür nötigen Geräte günstig für z.B. 720€ erworben werden, würde die Amortisationszeit für die Aufrüstung mindestens 10 Jahre betragen – eher länger. Allerdings kann es sein, dass in dieser recht langen Zeitspanne bereits ein Teil der nötigen Geräte erneuert werden muss. Vor Allem aber ist für kleine PV-Anlagen die optimale Regelung unrealistisch und auch eine Annäherung daran unverhältnismäßig aufwendig.

Der Stecker-Solar-Simulator der HTW Berlin kommt mit identischen Wirkungsgrad-Annahmen, aber mit etwas anderen Annahmen zur PV-Anlage, zur gleichen Steigerungsrate des Eigenverbrauchsanteil.

Regelungsstrategien für Stromspeicher

Für die Einsparung von Stromkosten wäre folgende Lade- und Entladeregelung ideal:

• Solange der Speicher nicht voll ist, wird immer genau der Anteil an PV-Leistung zum Laden verwendet, der übrig ist (also aktuell nicht anderweitig direkt verbraucht wird),
• Solange der Speicher nicht leer ist, wird er immer genau so stark entladen wie nötig ist, um den Anteil am aktuellen direktem Verbrauch auszugleichen, den die PV-Leistung nicht abdeckt.

Damit kann man die sogenannte Nulleinspeisung realisieren, also dass kein überschüssiger Strom ins externe Netz fließt.

Zur Schonung der Batterie solle dabei

• ein gewisser Ladestrom und ein gewisser Entladestrom nicht überschritten werden, wobei die verwendeten Komponenten da ohnehin Grenzen setzen, und
• die Regelung zeitlich geglättet werden, so dass bei sich schnell ändernder Erzeugung und Last nicht ständig zwischen Auf- und Entladung umgeschaltet wird,

wobei diese Zusatzbedingungen allerdings gewisse Verluste mit sich bringen.

Das alles ist regelungstechnisch ziemlich aufwendig und benötigt jedenfalls einen Sensor zur Erfassung des momentanen Haushalts-Stromverbrauchs. Es lohnt sich, wenn überhaupt, nur für größere PV-Anlagen.

Für Stecker-Solaranlagen wäre es viel einfacher, aber leider wenig zielführend, die (gedrosselte) Ausgangsleistung des Wechselrichters und die Batteriekapazität so abzustimmen, dass lediglich ein Großteil der Grundlast des Haushalts, z.B. 50 bis 100 W, für eine Dauer von etwa 1-2 Tagen abgedeckt wird. Wenn man diese Konstanteinspeisung noch mit einer Zeitschaltuhr (oder einem Helligkeitssensor) zur Beschränkung zwischen Sonnenunter- und Aufgang kombiniert, bekommt man eine Nachteinspeisung.
Ziel der Konstanteinspeisung ist zwar, die über die sonnenreiche Tageszeit gesammelte Solarenergie auch über sonnenarme Zeiten gleichmäßig abzugeben (solange die Ladung reicht, zumindest bis zum nächsten Vormittag), und dabei möglichst wenig Strom nach extern zu verschenken. Allerdings zeigen die u.g. Simulationsergebnisse, dass sich auf diese Weise nicht mal die Grundlast effizient abdecken lässt.

Hier als Analogie eine Skizze eines automatischen Wasserspeichers, der z.B. über die Dachrinne eines Hauses gespeist wird. Wenn er voll genug ist, läuft das Wasser über die rechte innere Trennwand und lässt eine leichte Kugel aufschwimmen, die bis dahin den Auslass blockiert hat. Dann fließt das Wasser aus dem Speicher langsam und gleichmäßig nach unten aus. Wenn der Speicher fast leer ist, verschließt die Kugel den Auslass wieder. Der Speicher füllt sich (auch schon zwischendurch) bei Wasserzufuhr wieder auf. Zusätzlich ist der Speicher am Einlass mit einem Überlaufschutz ausgestattet, der die Wasserzufuhr stoppt, wenn der Speicher voll ist und das Wasser durch den kleinen Auslass nicht schnell genug abfließt.

Speicherbatterie

Zum Thema Stromspeicher in verschiedensten Formen und Nutzungsmöglichkeiten im Zusammenhang mit Photovoltaik hier ein ausführlicher Artikel und hier eine gute Erklärung der wichtigsten Begriffe in diesem Zusammenhang, z.B. der Entladetiefe und der Zyklenanzahl.

Als Faustformel für die Dimensionierung empfiehlt die Verbraucherzentrale NRW etwa 1 kWh pro 1000 kWh Jahresstromverbrauch, also gut 1/3 des Tagesverbrauchs. Wer mit der Speicherbatterie zusätzlich eine Notstromversorgung über eine Inselanlage realisieren möchte, wird die Kapazität je nach Anwendungsszenario eher größer wählen.

Die Forschungsgruppe Solarspeichersysteme der HTW Berlin gibt genauere Empfehlungen und Begründungen. Kurz zusammengefasst: Ein Batteriespeicher ist nur sinnvoll, wenn die PV-Leistung mind. 0,5 kWp je 1000 kWh Jahresstromverbrauch beträgt. Als Kapazität empfiehlt sie maximal 1,5 kWh je 1000 kWh Jahresverbrauch und maximal 1,5 kWh je kWp PV-Nominalleistung.

Bei der Batterie-Dimensionierung sind noch folgende Punkte zu berücksichtigen:

• Die Speicherung des Stroms bringt je nach Art der Batterie Verluste von etwa 5 bis 20% mit sich – bei LiFePO4 etwa 5%.
• Man kann man nicht die volle Nennkapazität entnehmen, ohne dass die Akkuzellen stark leiden (d.h. schnell an Kapazität verlieren). Bei LiFePO4 sind immerhin 90% Entladetiefe problemlos möglich.
• Im Interesse einer langen Lebensdauer sollte man die Batterie ja nach Typ besser nicht ganz voll laden, sondern eher nur zu z.B. 90%.

Ladung der Batterie

Das Laden der Batterie erfolgt am besten möglichst direkt aus der PV-Anlage über einen Solar-Laderegler. Dies nennt man DC-Kopplung, weil der Gleichstrom der PV-Module nicht umständlich und mit Zusatz-Verlusten zwischendurch in Wechselstrom und dann wieder zurück gewandelt wird. Ein weiterer Vorteil ist (mit einem Inselwechselrichter) die Notstromfähigkeit. Hingegen ist der einzige Vorteil der AC-Kopplung übers Haus-Wechselstromnetz und ein 230 V-Ladegerät eine große Flexibilität bei der Wahl der Komponenten, auch bzgl. eines späteren Ausbaus und der Betriebsspannung der Komponenten.

Die Aufladung der Batterie sollte zu jeder Zeit nur in dem Maße erfolgen, wie der PV-Strom gerade nicht anderweitig direkt genutzt werden kann (Lastvorrang). Das optimiert die Speichernutzung in mehrfacher Hinsicht:

• Eine Speicherung des Stroms ist im Vergleich zur direkten Nutzung immer mit zusätzlichen Verlusten verbunden.
• Je intensiver eine Batterie genutzt wird, desto schneller sinkt ihre Kapazität — daher sollte die Zahl der Lade-/Entladezyklen nicht unnötig groß sein.
• Je voller der Strompuffer ist, desto größer die Wahrscheinlichkeit, dass sie keine zusätzliche Ladung mehr aufnehmen kann und der Überschuss verloren geht.

Der Lastvorrang bringt für die Effizienz fast so viel wie eine optimale lastabhängige Entnahme aus der Batterie. Der Abschnitt Verbrauchsmessung gibt Hinweise, wie man die aktuelle Last im Haushalt automatisch messen bzw. auslesen kann.

Wenn die o.g. Balkonanlage mit 1 kWh Pufferspeicher nur eine Konstanteinspeisung verwendet (wobei hier eine Entladeleistung von nur 40 W optimal ist), ergibt sich mit der optimalen Ladestrategie eine Steigerung des Jahres-Eigenverbrauchs durch die Speichernutzung um immerhin 115 kWh auf 575 kWh. Das sind allerdings 65 kWh weniger als wenn auch die Entladung lastoptimiert wäre, weil 66 kWh nicht genutzt und ins externe Netz abgeführt werden.
Eine Erhöhung der nutzbaren Speicherkapazität auf 2 kWh brächte nur 10 kWh mehr.

Die im folgenden Abschnitt aufgeführten Entnahme-Varianten geben keinen Lastvorrang, sondern führen den erzeugten Solarstrom nur in die Batterie. Das ist natürlich am einfachsten, hat aber den großen Nachteil, dass zu den Zeiten, wo die Batterie voll ist, viel PV-Energie verloren geht — etwa an sonnenreichen Tagen am Nachmittag, wenn die Solarleistung relativ groß ist im Vergleich zur Batteriekapazität bzw. dem Verbrauch durch die Grundlast.

Wenn die Anlage eine Konstanteinspeisung hat und den PV-Strom nur auf diese Weise nutzt, ergibt sich Folgendes: Selbst bei optimierter Entnahmeleistung (in diesem Fall 180 W) bringt die Batteriepufferung fast nichts: der Eigenverbrauch steigt durch Speichernutzung gerade mal um 29 kWh auf 489 kWh. Das liegt hier vor Allem an einer Netzeinspeisung von 74 kWh und am Verlust durch Überlauf von 29 kWh, außerdem an Lade- und Speicherverlusten von 38 + 30 kWh bei 631 Vollzyklen.
Eine Erhöhung der nutzbaren Kapazität auf 2 kWh brächte immerhin einen Eigenverbrauch von 532 kWh bei einer dann optimalen Konstanteinspeisung von 125 W.

Man kann bei Konstanteinspeisung mit einer zusätzlichen Überschussableitung dafür sorgen, dass bei vollem Speicher der Solarstrom an der Batterie vorbei geleitet wird (und zwar möglichst in den Netzwechselrichter, der auch zur Ausspeisung aus der Batterie verwendet wird). In diesem Fall sind für die Konstanteinspeisung etwa 100 W Entnahme optimal, und der Eigenverbrauch steigt durch die Speichernutzung ein wenig mehr, nämlich um 54 kWh auf 514 kWh.
Eine Erhöhung der nutzbaren Kapazität auf 2 kWh brächte einen Eigenverbrauch von 539 kWh, wobei die optimale Leistung der Konstanteinspeisung hier bei 110 W liegt.

Das Signal für die Überschussableitung wird wohl am besten vom Laderegler kommen (z.B. optisch über die Ladekontrollleuchte). Es kann aber auch von der Batteriespannung abhängig gemacht werden, wobei es dann auch vorkommen kann, dass Laderegler und Wechselrichter gleichzeitig aktiv sind. Ob das eher stört oder sogar vorteilhaft wäre, dürfte von den verwendeten Geräten abhängig sein.

Entladung der Batterie

Wenn man schon einen Solar-Wechselrichter hat und diesen für eine ganz einfache Netzeinspeisung verwenden möchte, könnte es schon genügen, ihn (über eine Sicherung und wenn nötig eine gesonderte automatische Unterspannungsabschaltung) mit der Batterie zu verbinden und nach Bedarf über einen Schalter zu steuern — allerdings nur, wenn die Batteriespannung gut im Eingangsspannungsbereich des Wechselrichters liegt und es passt, ihn mit seiner vollen oder limitierten Leistung zu betreiben. Dazu kann man beispielsweise einen auf 300 W begrenzten PV-Eingang nutzen oder die Drosselung konfigurieren, wie man es z.B. beim Deye selbst machen oder vom Kundendienst (Mail an service@deye.com.cn) programmieren lassen kann.

Etwas besser ist allerdings, die Einspeisung regelbar zu gestalten. Dazu bietet sich ein Netzwechselrichter wie von Soyosource bzw. PMSUN an, der für die Verwendung an einer Batterie als Quelle ausgelegt ist und dessen Ausgangsleistung innerhalb gewisser Grenzen manuell regelbar ist.

Wer zudem bereits eine Powerstation hat, kann zwischen ihren Wechselstrom-Ausgang und den Netzwechselrichter ein regelbares Netzteil hängen, wie von Andreas Schmitz vorgeschlagen, was allerdings zu Zusatz-Verlusten durch Hin- und Her-Wandlung des Stroms führt.

Man kann auch einen normalen Solar-Wechselrichter verwenden und ihm einen günstigen Gleichspannungswandler mit regelbarer Strombegrenzung (engl. limiter) vorschalten. Allerdings passiert es dann leicht, dass sich die Regelungen der beiden Geräte ins Gehege kommen. Daher stellt man die Eingangsspannung für den Wechselrichter besser etwas unterhalb des MPPT-Bereichs ein, aber (zumindest anfangs) oberhalb seiner Anlaufspannung. Außerdem kann es sein, dass der Wechselrichter versucht, stets seine maximale Ausgangsleistung zu liefern, was bei eher geringer Eingangsspannung zu einem entsprechend hohen Eingangsstrom führt, der auch über der Stärke liegen kann, die das Gerät über längere Zeit verträgt. Daher und aus Effizienzgründen ist es zu empfehlen, einen Wechselrichter zu wählen, der direkt elektronisch regelbar ist, und das lastabhängig zu machen.

Wenn der Wechselrichter mehrere Eingänge hat, kann man an die übrigen Eingänge auch noch direkt PV-Module anschließen, deren Ertrag dann nicht über die Batterie gepuffert wird.

Deutlich effizienter als die bisher genannten Lösungen ist es, das Ausspeisen aus der Batterie ins Wechselstromnetz lastgesteuert zu machen und damit eine Nulleinspeisung zu realisieren.

Ein Netzwechselrichter mit lastbasierter Strom-Begrenzungs-Regelung, engl. Grid Tie Inverter with Limiter (GTIL) wie der Sun GTIL von Y&H oder ein ähnliches Gerät von Soyosource ermöglicht eine einphasige Nulleinspeisung ohne Basteln und Programmieren. Man muss nur den Limiter-Sensor im Sicherungskasten an der Phase anbringen, über die die Einspeisung laufen soll. Dann lässt sich der Wechselrichter so einstellen, dass er maximal so viel einspeist wie zum Ausgleich der aktuellen Last auf dieser Phase benötigt wird, wie von Dimitri vorgeführt. Für dreiphasige Anwendung ist gedacht, je Phase ein solches Gerät einzusetzen, was sich natürlich nur für größere Anlagen lohnt. Man kann sich aber auch einen 3-Phasen-Sensor für ein Gerät zusammenstricken, etwa wie hier beschrieben.

Am Elegantesten und Flexibelsten, aber deutlich aufwendiger ist es, einen per Software regelbaren Netzwechselrichter zu verwenden. Wenn in die Regelung ein elektronisch auslesbarer (möglichst dreiphasiger) Lastsensor eingebunden wird, lässt sich die Einspeisung abhängig vom aktuellen Stromverbrauch (mit einer gewissen Verzögerung) etwa über einen entsprechend programmierten Raspberry Pi so steuern, dass eine Nulleinspeisung erreicht wird. Dazu gibt es eine vielseitige Software.

Eine Möglichkeit wäre, vor einen Netzwechselrichter einen elektronisch regelbaren DC-DC-Wandler zu hängen, z.B. den Joy-IT DPM8616, wobei die Regelung den aktuellen Verbrauch über einen „Volkszähler“ mitgeteilt bekommt, wie in einem Video von Andreas Schmitz vorgeführt.

An einem Netzwechselrichter der Hoymiles HM-Serie und für manche TSUN-Geräte kann man anstelle einer teuren proprietären Datenübertragungseinheit Hoymiles DTU (engl. data transfer unit oder allgemein telemetry gateway) die offene Bastel-Lösung OpenDTU bzw. AhoyDTU verwenden. Für beide Varianten gibt es schöne Anleitungen wie diese und hilfreiche Videos auf YouTube wie dieses. Wer nicht selbst die Elektronik zusammenlöten kann oder will, findet z.B. auf eBay-Kleinanzeigen auch betriebsfertige Geräte ab 30€, Bausätze ab 20€. Man kann sie sowohl zum Auslesen der PV-Ertrags- und Geräte- Daten als auch zum Steuern des Wechselrichters verwenden.

Eine etwas einfachere Lösung mit dreiphasiger Lastmessung ermöglicht der Soyosource 1200 in der Variante mit Limiter, wobei der mitgelieferte einphasige Lastsensor hier nicht verwendet wird. Stattdessen wird ein ESP8266 Mikrocontroller an einem RS485-Adapter zur Steuerung mit einer fertigen Software verwendet, wobei er die Lastinformation per WLAN von einem Shelly 3EM erhält.

Ohne eigene Programmierung und mit wenig Gebastel kommt man mit dem ready2plugin-Stromwächter von indielux aus. Der wird auch Einspeisewächter genannt, weil er für Stecker-Solaranlagen mit oder ohne Speicher eine Nulleinspeisung realisiert. Der setzt einen per Modbus RS485 steuerbaren Wechselrichter voraus und eine per WLAN angebundene Messung des aktuellen Stromverbrauchs.

Möglichkeiten für die automatische Auslesung des Haushalts-Stromverbrauchs sind im Abschnitt Verbrauchsmessung genannt.

Die Maximalleistung der bedarfsgerechten Einspeisung sollte möglichst hoch sein. Bei einer z.B. auf 600 W begrenzten Einspeisung beträgt für die o.g. Balkonanlage mit 1 kWh Pufferspeicher und Überschussableitung die Steigerung des Eigenverbrauch durch die Speichernutzung 128 kWh auf 588 kWh. Hier findet nur noch eine minimale Netzeinspeisung von 3 kWh statt, welche aus ungenutzter Überschussableitung resultiert. Allerdings wird die Batterie im Schnitt pro Tag fast zweimal auf- und entladen (655 Vollzyklen im Jahr), was neben größerer Degradation zu erheblichen Lade- und Speicherverlusten von 39 + 31 kWh führt.
Eine Erhöhung der nutzbaren Speicherkapazität bringt praktisch nichts, und eine Verringerung auf 0,5 kWh liefert etwas weniger: 560 kWh.

Allerdings hat keine der in diesem Abschnitt genannten Anlagen mit Pufferspeicher eine Überschussableitung oder gar eine optimale Laderegelung.

• Bei bedarfsgerechter (aber auf 600 W limitierter) Einspeisung aus dem Speicher ohne Überschussableitung bei der Ladung des Speichers fällt die Steigerung des Eigenverbrauchs durch die Speichernutzung identisch aus, also wieder 128 kWh auf 588 kWh. Die Zahl der Vollzyklen pro Jahr (658) und die Lade- und Speicherverluste sind fast gleich. Darüber hinaus fällt wieder nur ein gleich kleiner Verlust von 3 kWh an, in diesem Fall nicht durch Netzeinspeisung, sondern durch Überlauf des Speichers.
  Auch hier bringt eine Erhöhung der nutzbaren Speicherkapazität praktisch nichts, und eine Verringerung auf 0,5 kWh liefert aber wesentlich weniger: 545 kWh.

• Bei Anlagen mit konstanter (nicht bedarfsgeregelter) Einspeisung hingegen gibt es wie oben beschrieben auf die eine oder andere Weise große Verluste, so dass die Steigerung des Eigenverbrauchs sehr gering ausfällt.

Auf jeden Fall muss für die Situation, dass die Batterieladung zur Neige geht (bei LiFePO4 spätestens bei 90% Entladung) eine automatische Abschaltung vorhanden sein, damit die Batterie nicht durch Tiefentladung geschädigt wird. Wenn für den Notfall stets eine gewisse Strommenge zur Verfügung bleiben soll, muss die Abschaltung schon entsprechend früher erfolgen.

Wenn der Solar-Laderegler einen Lastausgang mit einstellbarer Schutzabschaltung hat, wie z.B. beim Victron BlueSolar, kann man diesen so verwenden wie in diesem schönen Video von PV&E gezeigt. Zudem kann dessen Straßenlichtfunktion für die zeitliche Steuerung genutzt werden.

Eine Konstanteinspeisung auch noch zeitlich z.B. auf 18 Uhr abends bis 6 Uhr morgens einzuschränken (also eine Nachteinspeisung) erweist sich aber als völlig kontraproduktiv, weil der Speicher dann sehr oft und schnell überläuft und damit massiv Energie verschwendet wird. Es ergibt sich für die o.g. Anlage selbst bei einer optimierten Entnahmeleistung von 80 W dann nur noch ein Eigenverbrauch von 269 kWh, also im Vergleich zur Basis-Anlage ohne Speicher eine Verringerung um 190 kWh!
Durch Erhöhung der nutzbaren Speicherkapazität auf 2 kWh lassen sich zwar immerhin 398 kWh Eigenverbrauch erreichen, aber auch dann bleibt der Ansatz kontraproduktiv.

Eine zusätzliche Überschussableitung bringt das Ergebnis zwar wieder ins Positive, so dass sich bei dann optimaler Entnahmeleistung von 75 W ein Gewinn an Eigenverbrauch von 33 kWh auf 493 kWh ergibt, aber lohnenswert ist das nicht, denn auch dann fällt der Gewinn immer nach geringer aus als ohne Einschränkung auf die Nachtstunden (wo der Gewinn 54 kWh beträgt).
Eine Erhöhung der nutzbaren Kapazität auf 2 kWh brächte beim Eigenverbrauch nur 10 kWh mehr.

Um die Einspeisung automatisch in Abhängigkeit vom Ladezustand der Batterie ein- und auszuschalten, kann man auch einen recht simplen programmierbaren Batteriespannungswächter verwenden, wie im Video von Dimitri vorgeführt.

Der Spannungswächter wird so eingestellt, dass er beim Erreichen einer Batteriespannung, die z.B. annähernd einer Vollladung entspricht, den Wechselrichter einschaltet und z.B. in der Nähe der Batterie-Entladeschlussspannung diesen wieder ausschaltet.

Wie oben ausgeführt haben allerdings Anlagen mit Konstanteinspeisung wie die gerade erwähnten Bastellösungen von PV&E und von Dimitri selbst mit zusätzlicher Überschussableitung eine miserable Rentabilität.

Inselanlage (mit Batteriespeicherung)

Alternativ zur Einspeisung ins Hausnetz kann man den von den Solarmodulen gelieferten Strom auch in einer Batterie speichern und bei Bedarf darüber Geräte unabhängig vom Hausnetz mit Strom versorgen. Diese Betriebsart wird als Inselanlage (engl. off-grid) bezeichnet und ist für die Nutzung ohne externes Stromnetz (also z.B. bei Stromausfall, beim Campen mit dem Wohnmobil oder Wohnwagen, auf Booten und für abseits gelegene Häuser oder Hütten) die einzig mögliche. Als Notstromversorgung bei Stromausfall sind Batterien allerdings nur bedingt geeignet, weil sie bei einem längeren Stromausfall (engl. blackout) zu wenig Kapazität haben (es seid denn, es scheint dann genug Sonne zum Nachladen), aber bei kürzeren Stromausfällen (engl. brownout) können sie sehr hilfreich sein.

Neben der Speicherbatterie wird hier zumindest ein Solar-Laderegler benötigt, welcher die PV-Module DC-seitig koppelt.

Verbraucher werden am Effizientesten mit dem Gleichstrom der Batterie betrieben. Sollte die Batteriespannung (z.B. 12 V oder 24 V) dafür nicht passen, können Gleichspannungswandler verwendet werden, die natürlich ausreichend dimensioniert und möglichst verlustarm sein sollten. Auch Geräte (wie z.B. Laptops und Radios), die ein externes Netzteil haben, lassen sich relativ leicht direkt mit Gleichstrom versorgen.

Zum Anschluss sonstiger Verbraucher, welche mit dem üblichen „Steckdosenstrom“ betrieben werden, braucht man einen ausreichend leistungsstarken Inselwechselrichter zur Umwandlung in 230 V Wechselstrom.
An diesen Wechselrichter muss man bei Stromausfall alle dann zu verwendenden Geräte (meist über eine Mehrfachsteckdose) anschließen. Man speist dann also nicht einfach ins stromlose Hausnetz ein, weil dazu die von außen kommende Stromleitung umgeschaltet werden und für eine geeignete Erdung gesorgt werden müsste, was nur ein Elektriker machen sollte.

Ähnlich wie die o.g. Batteriepufferung ist diese Nutzungsart flexibler, aber wegen der nötigen zusätzlichen Komponenten (v.A. der Batterie) auch deutlich teurer und auch etwas anfälliger und wartungsintensiver als die direkte Netzeinspeisung. Wirtschaftlich rentabel für die Nutzung zu Hause kann das bei den derzeitigen Preisen nur sein, wenn man eine geeignete Batterie schon aus anderen Gründen (z.B. für den mobilen Einsatz in einem Fahrzeug) hat und die zusätzliche Nutzungsart auch zeitlich alternativ dazu möglich ist.

Kombination aus Hausnetzeinspeisung und Inselanlage

Wenn man Zugang zum Stromnetz hat und die für die betreffenden Varianten nötigen Funktionen gleichzeitig installiert sind, kann man zwischen Netz-, Puffer- und Inselbetrieb auch bedarfsweise wechseln. Dabei wird der Ausgang der Solarmodule zwischen dem netzgekoppelten Wechselrichter und dem Solar-Laderegler umgeschaltet (oder ohne Schalter einfach umgestöpselt) bzw. am Ausgang der Batterie zwischen Netz- und Insel-Wechselrichter umgeschaltet.

Auswahl und Nutzung von Komponenten

PV-Module

Solarmodule (engl. solar panels) werden intern aus vielen in Reihe geschalteten Solarzellen zusammengesetzt, die Sonnenlicht in Gleichstrom umwandeln.

Bei den üblichen Silizium-Solarzellen steigt der entnehmbare Strom (Kurzschlussstrom) linear mit der Bestrahlungsstärke. Ihre Leerlaufspannung hingegen steigt schon bei geringer Helligkeit stark an und nähert sich dann nur noch langsam steigend dem Wert 0,63 V.

Generell sind monokristalline Zellen zu bevorzugen, auch wenn sie ein wenig teurer sind als polykristalline oder amorphe, weil sie einen höheren Wirkungsgrad haben.

Leider bricht die Leistung von in Reihe geschalteten Zellen ein, sobald auch nur eine davon verschattet wird. Daher werden in den üblichen größeren Modulen sog. Bypass-Dioden eingesetzt, die bei Teilverschattung immerhin einen Teil der Leistung fließen lassen.

In vielen PV-Modulen werden inzwischen sog. Halbzellen (engl. half cut cells) in doppelter Anzahl verwendet. Durch die Halbierung der Größe fließt durch sie nur halb so viel Strom, was die inneren elektrischen Verluste verringert und damit die Leistung um 2 bis 3 Prozentpunkte erhöht. Entsprechend größer ist der Effekt bei Modulen aus Drittelzellen.

Bei Halbzellenmodulen und noch mehr bei Drittelzellenmodulen verringert sich durch geschickte interne Parallelschaltung von Zellsträngen die Empfindlichkeit auf Teilverschattung.

Klassische Solarmodule haben einen Aluminiumrahmen und eine Größe von typischerweise ca. 1,7 m × 1 m × 3 cm, was eine Nennleistung von etwa 350 Wp ergibt, und eine Masse von ca. 20 kg.
Die günstigeren herkömmlichen Module haben auf der Vorderseite Glasscheibe und auf der Rückseite eine Folie und werden daher Glas-Folien-Module genannt. Für die Montage auf stabilen Flächen (z.B. Hausdach) gelten sie als ausreichend. Glas-Glas-Module sind robuster und langlebiger, allerdings auch etwas teurer und schwerer. Wegen meist dünnerem Glas auf der Vorderseite und besserer Wärmeableitung auf der Rückseite sind sie ein wenig effizienter als Glas-Folien-Module.

Eine besondere Variante der Glas-Glas-Module sind bifaziale Module, also „zweigesichtige“ Module, welche einfallendes Licht nicht nur auf ihrer Vorderseite nutzen können, sondern in einem gewissen Maß auch gestreutes Licht auf ihrer Rückseite — natürlich nur, wenn sie geeignet montiert sind. Günstig ist in diesem Fall eine hohe Albedo der Flächen hinter den Modulen, also ein möglichst hohes Reflexions- oder Rückstrahlvermögen der Oberflächen.

(Semi-)Flexible Module sind teurer und gelten (bis auf Ausnahmen) als weniger langlebig als starre, aber viel leichter und nur wenige Millimeter dick. Sie sind meist auch wesentlich kleiner — üblicherweise 1,2 m × 0,5 m bei einer Nennleistung von 100 Wp und einer Masse von 1 bis 2 kg. Vorsicht, bei flexiblen Modulen übertreiben Händler besonders gern mit den Leistungsdaten.
Hier ein Vergleich verschiedener Solarmodul-Typen in Hinblick auf die Verwendung für Wohnmobile.

Technisch besonders interessant finde ich die überlappende Anordnung und direkte Verschaltung von Solarzellen ohne Stromschienen (engl. busbars) in Schindel-Modulen (engl. SSP = shingle solar panel). Dadurch steigt der Wirkungsgrad, weil die Fläche besser genutzt wird und bei Teilverschattung und Wärme die Verluste verringert werden. Allerdings ist diese Bauart selten zu finden und verhältnismäßig teuer, so dass sie nur dann sinnvoll ist, wenn man Platz sparen will/muss.

Elektrischer Anschluss

Solarmodule haben als Stromanschluss meist die praktischen MC4-Steckverbinder. Generell sollten die Solarkabel, also die Verbindungen der Module (untereinander und zum Solarregler bzw. Wechselrichter), möglichst kurz sein, weil da relativ hohe Ströme fließen, was proportional zur Länge zu spürbaren Verlusten führt. Aus dem selben Grund sollte der Querschnitt nicht zu klein sein — mind. 4mm², bei längeren Kabeln und höheren Strömen mind. 6mm² (was allerdings teurer ist).

Wer keine Außensteckdose hat, kann eine kleine PV-Anlage auf dem Balkon oder im Garten auch mit einem Flachbandkabel (z.B. MC4-Fensterdurchführung oder selbst gebaut anschließen.

Solarmodule kann man wie Batteriezellen seriell und/oder parallel, verbinden, um mehr Leistung zu erhalten, ohne für jedes Modul einen eigenen Regler (bzw. Regler-Eingang) verwenden zu müssen. Dabei sollten die Module den gleichen Strom bzw. die gleiche Spannung liefern, weil es sonst Verluste gibt.
Wenige große Solarmodule sind technisch und wirtschaftlich typischerweise etwas günstiger als entsprechend viele kleine.

• Bei Reihenschaltung (oft auch Serienschaltung genannt) hängt man die Module einfach hintereinander, wobei sich die Spannungen der einzelnen Module addieren und der Gesamtstrom sich aus dem Minimum der möglichen Einzelströme ergibt.

  Der wesentliche Vorteil gegenüber der Parallelschaltung ist, dass der Strom in den Kabeln und der damit verbundene Verlust nicht steigt.

  Ein wesentlicher Nachteil der Reihenschaltung ist, dass es dabei viel leichter zu Verlusten durch Teilverschattung kommt, weil der Gesamtstrom und damit die Gesamtleistung einbricht, sobald auch nur eines der Module verschattet wird. Aus diesem Grund sollten nur gleichartige Module in Reihe geschaltet werden, die zudem gleich ausgerichtet sind und nur gleich(zeitig) verschattet werden, wobei hier Bypass-Dioden eine gewisse Abhilfe schaffen.

• Bei Parallelschaltung addieren sich die Ströme der einzelnen Module bzw. parallelen Modulstränge. Weil dabei der Teil mit der geringsten Spannung alle anderen auf sein Niveau herunterzieht, sollten die zusammenzuschaltenden Spannungen gleich sein.

  Der elektrische Verlust ist größer als bei Reihenschaltung, andererseits gibt es deutlich weniger Verluste durch Verschattung einzelner Module bzw. Modul-Stränge, weil die Modulspannungen bei Verschattung kaum abnehmen und somit ein verschatteter Strang die Spannung anderer unverschatteter parallele Stränge kaum herunterzieht.

  Wenn mehr als zwei Stränge parallel geschaltet sind, kann es bei Kurzschluss eines Moduls (etwa durch einen Defekt, aber sehr unwahrscheinlich) zu einem Rückstrom kommen, der so groß ist, dass die übrigen Module des Strangs zerstört werden. Deswegen werden in einem solchen Szenario Sicherungen oder sog. Stringdioden empfohlen.

  Für die parallele Verschaltung bieten sich Y-Kabel mit MC4-Anschlüssen an. Die Kabel auf parallelen Zweigen sollten möglichst kurz und ungefähr gleich lang sein, damit nicht zusätzliche Verluste durch unterschiedlichen Spannungsabfall entstehen.

  Hier ein schöner Artikel für eine klassische Anwendung der Parallelschaltung: geteilte Ost-West-Ausrichtung von PV-Modulen auf einem Hausdach oder um den Ertrag über den Tag möglichst gleichmäßig zu verteilen, ohne dafür unbedingt mehr als einen MPPT-Eingang zu benötigen.

Generell muss man unbedingt darauf achten, dass an jedem Eingang eines Ladereglers oder Wechselrichters die PV-Spannung die erlaubte maximale Eingangsspannung (V_DC max) des Geräts nicht überschreiten kann, weil dieses sonst leicht zerstört wird. Die Spannung wird durch die im Datenblatt der Module angegebene Maximalspannung (Leerlaufspannung, engl. open-circuit voltage, V_OC) bestimmt muss nicht nur bei Normalbedingungen (NOCT) mit 45°C Betriebstemperatur bzw. idealisierten Standard-Testbedingungen (STC) mit 25°C eingehalten werden, sondern auch bei sehr niedrigen Temperaturen, wo die Spannung je nach Temperaturkoeffizient etwa 10 bis 20% höher sein kann. Allerdings werden PV-Module gerade im Winter durch den niedrigen Sonnenstand eher nicht unter Optimalbedingungen betrieben, so dass die Leerlaufspannungen auch da wohl kaum über den für NOCT oder STC angegebenen Wert kommen.

Im Gegensatz dazu ist der je nach Einstrahlung und Temperatur mögliche Strom, der sich aus dem Maximalstrom (Kurzschlussstrom, engl. short-circuit current, I_SC) der Module ergibt, weniger kritisch. Er darf den maximal nutzbaren Strom eines Eingangs (I_DC max) durchaus überschreiten – allerdings wird in dem Moment PV-Leistung verschenkt, weil der Regler (bzw. Wechselrichter) im Prinzip nicht mehr Leistung aufnimmt als wofür er ausgelegt wurde. Das ist ähnlich wie z.B. bei einem an einer Wohnungssteckdose angeschlossenen Elektrogerät, das durch seinen Innenwiderstand seine Stromaufnahme begrenzt, obwohl die Steckdose viel mehr (je nach Absicherung z.B. 16 A) liefern könnte.
Ein MPPT-Regler beginnt mit seiner Optimierung bei der Leerlaufspannung der angeschlossenen PV-Module, wobei noch kein Strom fließt, und verringert dann seinen Innenwiderstand sukzessive so lange, bis das Maximum an PV-Leistung erreicht wurde oder er an der Grenze seiner Stromaufnahme angekommen ist.

Wenn allerdings ein Regler für längere Zeit unter Volllast läuft, kann es sein, dass er schneller altert als normal, weil er dafür nicht ausgelegt wurde. Es könnte bei PV-Strom-Überangebot und schnell wechselnden Lichtverhältnissen auch zu kurzzeitigen Überlastungen eines MPPT-Reglers kommen, wenn er nicht schnell genug nachregelt. Außerdem könnte sich der Regler bzw. Wechselrichter durch eine Fehlfunktion selbst überlasten. Daher und wegen der Garantiebedingungen empfiehlt es sich, den im Datenblatt des Geräts genannten absoluten Maximal-Eingangsstrom, welcher auch maximaler DC-Kurzschlussstrom (I_SC PV max) genannt wird, einzuhalten.

Zu beachten ist noch:

• Die Betriebsspannung der PV-Module am Eingang des Wechselrichters bzw. Solar-Ladereglers muss über seiner Anlaufspannung liegen, damit er starten kann, und sollte im MPPT-Bereich der Regelung liegen, weil sonst Leistung verloren geht.
• Die Eingangsspannung eines Solar-Ladereglers muss je nach Modell bis zu 5 V über der gewünschten Ausgangsspannung (z.B. der Speicherbatterie) liegen, damit der Regler effektiv Strom liefern kann. Wenn man z.B. kleine Solarmodule mit 100 Wp und 22,6 V Leerlaufspannung hat, wird es ohne Reihenschaltung bei einer Ladeschlussspannung von ca. 14,5 V einer LiFePO4-Batterie bei wolkigem Wetter (mit einer Einstrahlung von vielleicht nur 100 - 200 W/m²) ziemlich eng.

Anbringung

Zur Montage bzw. Aufständerung von Solarmodulen auf einem Hausdach oder an einem Balkon hier ein Überblick-Video. Hier ein Artikel mit speziellen Tipps zur Installation an einer Balkonbrüstung. Es gibt aber auch andere Möglichkeiten, wie z.B. auf einer Garage, einem Gartenhaus, einer Gartenfläche, an der Hauswand oder als Teil einer Pergola.

Bei Anbringung an der Fassade einer Wohnanlage ist wegen des Erscheinungsbilds meist eine vorherige Genehmigung durch die Eigentümergemeinschaft erforderlich. Erfreulicherweise sieht die PV-Strategie 2023 des dt. BMWK „einen Anspruch auf Zustimmung für den Betrieb eines Steckersolargerätes“ vor.

Wichtig ist, dass die Module sicher angebracht werden, besonders bzgl. Sturm. Bei über 4 m Montagehöhe gelten besondere Verordnungen für Glasoberflächen, wenn sich direkt darunter den Menschen bewegen oder aufhalten können.
Bei spiegelnden Oberflächen kann es auch Probleme mit Blendeffekten geben.

Mikrowechselrichter und andere Stromrichter

Als Stromrichter werden allgemein elektronische Geräte bezeichnet, mit denen eine Stromart in eine andere umgewandelt werden kann.

MPPT-Solarregler

Für die Umwandlung des recht volatilen „rohen“ Solarstroms auf die gewünschte Zielspannung benötigt man regelnde Gleichspannungswandler, die kurz Solarregler genannt werden. Sie sollten aber nicht nur das Spannungsniveau anpassen. Solarzellen sind beim Verhältnis von Spannung und Strom sehr flexibel, wobei das Optimum ihrer Leistung, also dem Produkt aus Spannung und Strom, von der Einstrahlung abhängt, und die kann sich z.B. durch Wolkenzug schnell ändern. Daher sollte eine sich zügig anpassende Leistungsoptimierung stattfinden, genannt MPPT. Das ist die Abkürzung des englischen Begriffs maximum power point tracking, auf Deutsch Maximal-Leistungspunkt-Suche. Die für den aktuellen Zeitpunkt ermittelte optimale Spannung muss dann noch durch den Gleichspannungswandler auf die gewünschte Zielspannung gebracht werden. Die komplexe Regelung bringt also auch bei großer Spannungsdifferenz zwischen PV-Ausgang und Wechselrichter-Eingang bzw. Batterie-Anschluss und auch unter stark schwankenden Bedingungen eine (nahezu) optimale Energieausbeute.

Solar-Laderegler

Wenn man über Solarmodule eine Batterie laden möchte, verwendet man einen Solar-Laderegler, also einen Solarregler mit Batterieladefunktion. Wie im Abschnitt zuvor erklärt, sollte er für eine optimale Ausbeute MPPT betreiben.

Sehr einfache und billige Regler mit Batterieladefunktion verwenden stattdessen Pulsweitenmodulation (PWM). Ein PWM-Regler verbindet die Batterie zum Laden praktisch direkt mit dem PV-Ausgang, wobei dieser auf das Niveau der Batterie heruntergezogen wird — unabhängig davon, ob die Solarzellen damit an ihrem Leistungsoptimum laufen. Wenn die Batterie voll wird, also ihre Absorbtionsspannung erreicht, findet nur noch eine pulsierte Ladung statt, die Ladungsverluste ausgleicht. PWM-Regler arbeiten also nur dann effizient, wenn die optimale PV-Spannung gleich der Batterie-Ladespannung ist. Der Unterschied zur MPPT-Regelung wird hier sehr schön erklärt. Der durchschnittliche Minderertrag durch PWM-Regelung wird mit 20% angegeben.

Mit billigen chinesischen Ladereglern, die angeblich MPPT machen (aber vermutlich eigentlich nur PWM) habe ich keine guten Erfahrungen gemacht. Die MPPT-Laderegler der europäischen Marken Victron und Votronic sind dagegen sehr gut.

Wechselrichter

Für die Umwandlung von Gleichstrom in Wechselstrom (bei uns meist mit 230 V) benötigt man einen Wechselrichter (manchmal auch Spannungswandler genannt, engl. inverter). Eine schöne Übersicht zu den verschiedenen Arten von Wechselrichtern, die für kleine PV-Anlagen geeignet sind, findet sich hier.

Bei jedem Wechselrichter sollte man darauf achten, dass er ordentlichen Wechselstrom liefert (sog. reine Sinuswelle, engl. pure sine wave) und einen hohen Wirkungsgrad (engl. efficiency) hat. Der kritischste Punkt ist, das seine maximale Eingangsspannung nicht überschritten werden darf, weil er sonst zerstört wird.

Netzwechselrichter

Für die Einspeisung von Gleichstrom ins Wechselstromnetz kommt ein netzgekoppelter Wechselrichter (engl. grid-tie inverter) zum Einsatz. Dieser wird auch Netzwechselrichter, Einspeisewechselrichter, netzgeführter Wechselrichter oder fremd geführter Wechselrichter genannt, weil er sich automatisch an die Frequenz und Phase des anliegenden Wechselstroms anpasst. Bei wegfallendem Stromanschluss schaltet er den Ausgang vor Allem aus Sicherheitsgründen ab — das ist der sog. Netz- und Anlagenschutz (*NA-Schutz nach VDE-Anwendungsregel. Dabei geht es in erster Linie darum, dass bei Stromausfall oder Reparaturarbeiten nicht unkontrolliert Strom ins Netz fließt, also weniger darum, dass blanke Kontakte eines am Wechselrichtre hängenden 230 V Steckers berührt werden könnten.

Bei Stecker-Solaranlagen wird meist ein Solar-Mikrowechselrichter verwendet, welcher einen MPPT-Solarregler in einem Netzwechselrichter integriert. Im Zusammenhang von Solaranlagen wird meist vereinfacht nur von einem „Wechselrichter“ (WR) gesprochen. Zur Dimensionierung von Solar-Wechselrichtern gibt es z.B. hier und auf den Folgeseiten ausführliche Hinweise.

Im Gegensatz zu Solarkabeln (siehe oben) können 230 V-Kabel zwischen Netzwechselrichter und Steckdose durchaus länger sein (z.B. 5 - 10 m), ohne dass es größere Leitungsverluste gibt. Allerdings kann es dort je nach Kabellänge und -Querschnitt bei größeren Strömen zu einem höheren Spannungsabfall kommen, der die Netzkopplung des WR stört.

Inselwechselrichter

Inselwechselrichter (engl. off-grid inverter), auch selbst geführter Wechselrichter genannt, werden vom Stromnetz unabhängig betrieben. Mit ihnen kann man die üblichen Haushaltsgeräte auch im Falle eines Stromausfalls mit einer Batterie versorgen, natürlich nur im Rahmen der Belastbarkeit und Kapazität der Batterie.

Besonders bei dieser Art von Wechselrichter ist darauf zu achten, dass er eine reine Sinusspannung liefert und dass sein Wirkungsgrad hoch ist. Hinzu kommen weitere Punkte:

• Seine Dauerleistung muss für die daran betriebenen Geräte groß genug sein. Es ist empfehlenswert, ihn mit etwas Leistungsreserve zu dimensionieren, weil seine Lebensdauer sonst leiden und er je nach Bauart unangenehm lautes Lüftergeräusch verbreiten kann.
• Seine Spitzenleistung muss auch den Anlaufstrom angeschlossener Geräte abdecken. Die benötigte Anlaufleistung eines Kühl- oder Gefrierschrankes kann das Fünffache der Scheinleistung (angegeben in Volt × Ampere = VA, nicht nur Wirkleistung, angegeben in Watt) im laufenden Betrieb betragen. Da können schon mal 1000 VA zusammenkommen (wenn auch nur für 1-2 Sekunden).
• Sein Leerlauf-/Ruhestromverbrauch (engl. standby power consumption) sollte gering sein.

Hybridgeräte: Solar-Laderegler mit Wechselrichter

Kombigeräte, die die Funktionen Solar-Laderegler, Batterie-Netzladegerät und Wechselrichter in sich vereinen, werden Hybridwechselrichter genannt.

Solche Geräte sind in ihrer Funktionsweise sehr praktisch, brauchen weniger Platz, sind im Einkauf günstiger und zudem einfacher zu installieren und zu verwenden als entsprechende Einzelkomponenten. Sie haben aber aber auch Nachteile wie geringe Flexibilität bei der Komponentenwahl und größere Wahrscheinlichkeit für einen Ausfall und dann höhere Kosten.

Es gibt einfache sehr günstige Hybridgeräte mit Inselwechselrichter, z.B. von EASun bzw. Y&H (Yong Hui), aber auch recht solide, aber teurere z.B. von Green Cell. Verbraucher werden direkt daran angeschlossen, also nicht über das Hausnetz. Damit können Elektrogeräte vorzugsweise mit Solarstrom versorgt werden. Bei unzureichender Stromzufuhr aus den Solarmodulen ergänzt das Gerät die benötigte Leistung automatisch aus der angeschlossenen Batterie und schaltet bei leerer Batterie (oder je nach konfigurierter Präferenz auch schon bei fehlendem Solarstrom) eine externe Stromquelle (Stromnetz oder Generator) hinzu. Zum Laden der Batterie wird vorzugsweise Solarstrom verwendet, optional aber auch die externe Stromquelle.

Hybridgeräte mit Netzwechselrichter dienen hingegen dem Netzparallelbetrieb. Sie werden also (zusätzlich zur externen Stromversorgung, möglichst zentral) ans Hausnetz angeschlossen und versorgen die Verbraucher mit Solarstrom und unter konfigurierbaren Umständen mit Strom aus der angeschlossenen Batterie. Diese Variante ist für daheim praktischer, aber auch teurer.
Besonders sinnvoll ist hier die Option der Nulleinspeisung, also dass der Wechselrichter nur so viel Leistung (aus den PV-Modulen oder der Batterie) ins Hausnetz einspeist, wie für die aktuelle Last benötigt wird, welche über ein Energiemessgerät dem Hybridgerät mitgeteilt wird.

Es gibt sogar Hybridgeräte, die neben der Nutzungsart für eine Inselanlage (also die netzunabhängige Stromversorgung) auch den Netzparallelbetrieb mit lastabhängiger Strompufferung ermöglichen, etwa den SolarPower24 Infinisolar V. Dieser kostet allerdings (zusammen mit einem für die lastabhängige Steuerung nötigen Energiemessgerät) an die 1000€ und funktioniert nur mit PV-Spannungen ab 250 V und einer Batteriespannung von 48 V, ist also für Stecker-Solaranlagen nicht geeignet. Details zu seiner Verwendung sind hier schön beschrieben.

Gleichspannungswandler

Ein Gleichspannungswandler (engl. DC-to-DC-converter) dient zur Anpassung des Niveaus von Gleichspannungen. Er sollte möglichst wenig Verluste haben.

Ein Aufwärtswandler (engl. boost converter oder step-up converter) kann zum Beispiel dazu verwendet werden, die Spannung der Pufferbatterie (z.B. 12 V) auf eine für den Eingang des Netzwechselrichters passende Spannung (z.B. mindestens 20 V) zu bringen.

Für die Nutzung zur regelbaren Konstanteinspeisung aus einem Strompuffer ins Hausnetz sollte er über eine einstellbare Strombegrenzung verfügen.

Speicherbatterien

Für die Stromspeicherung bieten sich heutzutage Lithium-Eisenphosphat-Batterien (LiFePO₄ oder noch kürzer LFP) an. Diese sind zwar erheblich teurer als Blei-Säure-Batterien (inkl. Varianten wie AGM), wie man sie vom Auto kennt, aber sind wartungsfrei, nicht so groß und schwer, sowie viel spannungsstabiler und langlebiger. Sie haben weniger Selbstentladung, einen deutlich höheren Wirkungsgrad (etwa 95%, bei geringen Lade- und Entladeströmen auch 97%) und vertragen ein Vielfaches an Lade-/Entladezyklen sowie recht hohe Lade-/Entladeströme, so dass sie in weniger als einer Stunde geladen bzw. entladen werden können. Im Vergleich zu anderen Lithium-Ionen-Akkutypen wie Lithium-Polymer (LiPo), welche eine noch höhere Energiedichte und keinerlei „Memory-Effekt“ haben, sind sie recht robust und sicher und sind weniger umweltschädlich.
Alle Lithium-basierten Batterien benötigen, anders als Blei-Batterien, für die Reihenschaltung der internen Akkuzellen ein sog. Batteriemanagementsystem (BMS), das für eine gleichmäßige Spannungsverteilung der Zellen sorgt.

Eine typische 100 Ah Autobatterie wiegt etwa 26 kg und kostet nur etwa 100€. Aus ihrer Nennkapazität von 12 V × 100 Ah = 1200 Wh sollte man aber höchstens 50% entnehmen, damit die Batterie nicht durch Tiefentladung Schaden nimmt, also maximal 600 Wh. Selbst dann hält ein Bleiakku nur etwa 500 bis 1000 Lade-/Entladezyklen.

Die Zahl der Lade-/Entladezyklen eines LiFePO4-Akkus, bis die Kapazität merklich nachgelassen hat, wird mit etwa 5000 angegeben, die Zahl der Jahre mit 15 - 20. Die Degradation und Lebensdauer hängt stark von der Maximalladung (SoC) und Entladetiefe (DoD) ab, aber auch von der Höhe der Lade- und Entladeströme.

Eine 12,8 V 100 Ah LiFePO4-Batterie wiegt etwa 11 kg und kann problemlos zu 90% entladen werden, so dass sich eine effektive Kapazität von 1150 Wh ergibt. Unter Berücksichtigung von Speicherungsverlusten und des Wandlungsverlustes eines Wechselrichters lässt sich damit ein Gerät mit 1000 W Verbrauch (z.B. Staubsauger, Kaffeemaschine oder Fön) etwa eine Stunde lang betreiben.

Batterie-Dimensionierung

Um den Wandlungsverlust von ca. 10% eines Wechselrichters zu vermeiden, sollte man bei einer Inselanlage die Verbraucher möglichst direkt an der Batterie anschließen, was z.B. bei LED-Lampen, Radios und USB-Ladebuchsen gut machbar ist — aber auch bei Laptops, wenn man für sie ein Netzteil mit 12 V (statt 230 V) Eingang verwendet. Bei mittlerer Last von 25 W ergeben sich mit einer voll geladenen 12,8 V 100 Ah LiFePO4-Batterie gut 50 Stunden Betriebszeit. Ein durchschnittlicher 3,6 V Smartphone-Akku mit 2500 mAh hat 9 Wh Kapazität. Wenn er jeweils zu 80% entladen ist, lässt er sich damit etwa 160 mal aufladen.
Zum Vergleich: Eine Powerbank mit nominell 20.000 mAh Kapazität hat (aufgrund oft stark überzogener Hersteller-Angaben und Verlusten bei der Wandlung von 3,6 V auf die 5 V eines USB-Anschlusses) effektiv eher die Hälfte dieser Kapazität. Ein durchschnittlicher Smartphone-Akku lässt sich über die Powerbank in der Praxis nur etwa 10 mal aufladen.

Der Preis einer Batterie pro kWh sinkt mit steigender Größe/Gesamtkapazität.

Batterie-Strukturierung

Wenn man die Wahl hat zwischen höherer Spannung (d.h. mehr Akkuzellen in Reihe) oder größere bzw. mehr Zellen parallel, dann besser die höhere Spannung nehmen. Also ist z.B. eine 24 V 100 Ah Batterie einer mit 12 V und 200 Ah vorzuziehen, aus folgenden Gründen:

• Hohe Ströme belasten elektronische Bauteile besonders stark, bringen mehr Verluste und verlangen größere Kabelquerschnitte, die schnell unhandlich werden.

• Ein Solar-Laderegler ist vor Allem durch seinen Ausgangsstrom begrenzt. So verkraftet ein Victron BlueSolar MPPT 100/30 eine PV-Leerspannung von max. 100 V (was die Reihenschaltung von mindestens 2 Solarmodulen erlaubt). Er liefert einen max. Ladestrom von 30 A, woraus sich bei Betrieb an einer 12 V Batterie eine maximale Leistung von 360 W ergibt, bzw. unter Berücksichtigung von PV-Verlusten eine sinnvolle maximale Leistung der Solarmodule von 440 Wp. Bei 24 V Batteriespannung ist hingegen die doppelte Leistung (880 Wp) möglich. Wenn man anders herum für die doppele PV-Leistung bei 12 V Batteriespannung bleiben will bzw. muss, braucht man einen Laderegler mit doppelter Strom-Belastbarkeit, und der kostet ca. 50 bis 80% mehr.

• Vermutlich können Wechselrichter mit 24 V Eingangsspannung etwas effizienter arbeiten als solche mit 12 V, weil Strom und Spannungsspreizung geringer sind.

Man kann Batterien parallel oder in Reihe schalten.

• Bei Parallelschaltung muss die Spannung der Batterien gleich sein, während ihre Kapazität unterschiedlich sein darf und sich Kapazitäten sowie die Lade- bzw. Entladeströme addieren.
• Wenn man hingegen Batterien in Reihe (also hintereinander) schaltet, müssen die Kapazitäten gleich sein, während die Spannungen unterschiedlich sein dürfen und sich addieren. So kommt man z.B. von 2 × 12 V auf 24 V. Dabei muss für eine dauerhafte Balancierung (gleichmäßige Spannungslage) der Batterien gesorgt werden, wie es auch das BMS innerhalb einer Batterie für die Einzelzellen tut. Dafür gibt es spezielle Batterie-Balancierer (engl. balancer oder equalizer), wie im Video von Dimitri schön vorgeführt.

Kombination aus Batterie und Wechselrichter

Ganz anders als herkömmliche Batterien und Wechselrichter funktioniert die patentierte sog. Kaskadierte H-Brücken-Technologie, der Firma SAX. Dabei schaltet eine komplexe Software-Regelung, die gleichzeitig als BMS dient, einzelne LiFePO4-Batteriezellen zur Einspeisung zyklisch so zusammen, dass darüber sehr direkt die nötige Wechselstrom-Sinuskurve synthetisiert wird. Daraus ergeben sich einige Vorteile, insbesondere ein Wirkungsgrad von über 99%, besonders platzsparende und langlebige Batterien ohne externen Wechselrichter, sowie die Nutzbarkeit zur Einspeisung und als Notstromanlage mit USV-Funktion. Leider sind die Produkte sehr teuer: 5700€ für eine Anlage mit 5,2 kWh.

Tiefsetzsteller

Ein Problem bei einer Batteriespannung von 24 V (oder 48 V) ist, dass Niederspannungs-Geräte typischerweise eher mit 12 V zu betreiben sind. Aber dafür gibt es für Geräte mit mäßigem Verbrauch (bis etwa 5 A, also 60 W) eine recht effiziente und kostengünstige Lösung, nämlich sog. Tiefsetzsteller (auch Abwärtswandler, engl. DC-DC buck converter oder _step-down converter).

Spannungswächter

Für die Nutzung einer Batterie als Stromspeicher zur zeitversetzten Einspeisung ins Hausnetz braucht man einen Spannungswächter, der die Einspeisung bei nahezu voller Batterie einschaltet und bei nahezu leerer Batterie wieder ausschaltet. Wenn dieser nicht schon z.B. in einem Energiemanagement-System integriert ist, kann man auch ein einfaches fertiges Modul verwenden, das man nur noch geeignet anschließen und einstellen muss.

Beispiel-Konfigurationen

Mobile Inselanlage

Für unser Wohnmobil verwende ich seit Sommer 2019 folgende relativ günstige Komponenten zu meiner vollen Zufriedenheit:

• 2 × 100 Wp flexible Solarpanels Dokio DFSP-100M, ca. 180€
  Diese habe ich einfach auf das Blechdach unseres Wohnmobils geklebt. Etwas lästig war die Kabelführung ins Innere.

• 15 A Solar-Laderegler Victron BlueSolar MPPT 75/15, ca. 90€
  Dieser Regler unterstützt Batterien mit 12 oder 24 V und Ladeströme bis 15 A (wobei für die o.g. Solarzellen bei Dachmontage in der Praxis auch 10 A genügt hätten).
  Sehr praktisch finde ich bei den BlueSolar-Modellen die Status-Abfrage auf dem Smartphone.
  Leider unterbinden die Victron-Regler nicht das Laden bei unter 0°C, was bei LiFePO4-Akkus zu Schäden führen kann, wenn man sie im Winter nicht abklemmt. Allerdings bietet Victron eine Lösung mit einem Zusatzgerät namens Smart Battery Sense, das allerdings etwa 40€ extra kostet.

• 12,8 V 100 Ah 4S1P LiFePO4-Batterie inkl. 100 A BMS Delong DL-12100, inkl. DDP-Versand direkt aus China ca. 400€
  In Deutschland werden solche Batterien hingegen für ungefähr 1000€ verkauft. Siehe auch meinen myDealz-Beitrag dazu mit interessanter Diskussion.

• 2000 Wp Wechselrichter, ebenfalls direkt aus China, ca. 70€

Stecker-Solaranlage

Für eine sehr einfache, aber effiziente Anlage zur Netzeinspeisung finde ich folgende Komponenten besonders interessant bzw. zu empfehlen:

• 2 × 400 Wp starre SSP EcoDelta - ECO-400M-66SA mit besonders hoher Effizienz: 213 Wp/m², ca. 540€
  oder 4 × 150 Wp flexible ETFE SSP Solarmodule Solarfam SZ-150-36MFE mit 188 Wp/m², ca. 664€
  oder 2 × 310 Wp sehr langlebige flexible Solarmodule Sunman eArc SMF310M-6X10DW mit 187 Wp/m², ca. 500€

• Mikrowechselrichter mit 2 * 300 W MPPT Hoymiles HM-600, ca. 200€
  oder 600 W WR mit 2 × 400 W Eingängen und WLAN Deye Sun600g3-EU-230, ca. 190€
  Achtung, in älteren Versionen (etwa 1.471, bis ca. Ende 2022) der Firmware reißen die Wechselrichter von Deye, sowie baugleich Bosswerk und revolt (Pearl), beim WLAN-Zugang sträfliche Sicherheitslücken. Man kann aber einfach per E-Mail ein Firmware-Update übers Internet machen lassen oder das Update auf mindestens Version MW3_16U_5406_1.53 selbst über einen PC durchführen. Ohnehin empfiehlt sich, solchen Geräten nur Zugang zum Gastnetz zu geben.
  Update vom Juli 2023: Aufgrund unvollständigen NA-Schutzes ist für dieses weit verbreitete Modell die Betriebserlaubnis vorläufig erloschen.

Kombi-Anlage

Als Balkonanlage mit wahlweise direkter oder gepufferter Netzeinspeisung, aber auch für eine Notstromversorgung daheim und für einen längeren autarken Aufenthalt mit dem Wohnmobil habe ich seit Sommer 2022 folgende Komponenten:

• 4 × 150 Wp flexible ETFE SSP Solarmodule, für 600€
  Zuvor hatte ich mir gekauft, aber nicht verwendet, weil mir ihre Anbringung an der Balkonbrüstung im 4. Stock zu riskant war:
  4 × 120Wp starre Eco-Worthy Solarpanel, für 320€
  Diese Eco-Worthy Module kann ich empfehlen, wenn man keine größeren verwenden kann. Sie bringen jedenfalls die versprochene Spitzenleistung, was gerade bei günstigen Modellen nicht selbstverständlich ist.

• 600 W (2 × 400 W Eingänge) MPPT Mikrowechselrichter Deye Sun600g3-EU-230 für ca. 170€
  und zusätzlich (z.B. für Einspeisung aus meiner Batterie):
  700 W Netzwechselrichter mit angeblich 2 × MPPT und WLAN SG-700W bzw. Mars Rock EC700MD (oder ähnlich mit LCD), ca. 135€ inkl. Versand. Zumindest bei meinem Gerät funktioniert das WLAN nicht, das Teil hat real nur einen MPP-Tracker, der auch noch träge ist, und der Gesamt-Wirkungsgrad ist bescheiden — ist also gar nicht zu empfehlen. Siehe auch ein Reparatur-Video.

• 24 V Hybridwechselrichter EASun ISolar SPH-3K mit 3000 VA (6000 VA Spitzenlast) reiner-Sinus-Wechselrichter (mit USV-Funktion und angeblich 93% max. Wirkungsgrad), 40-50 A PWM Solar-Laderegler und 20-30 A Batterieladegerät über Netzstrom, für 185€
  Leider hatte ich nicht aufpasst, die MPPT-Version zu bestellen, deren Solarwandlungs-Effizienz wohl deutlich besser wäre.

• 24 V 100 Ah LiFePO4-Batterie mit 8S1P-Konfiguration inkl. 100 A BMS und Display CERRNSS LF-24100 small, ca. 570€
  Diese Zellen sind qualitativ allerdings nicht ganz so gut wie die von Delong.
  Noch günstiger und sehr hochwertig geht es im Eigenbau: 12 V 280 Ah schon ab 600€.

• 24 V auf 12 V Tiefsetzsteller 60W Akozon GYVRM / LY-KREE / Cocar K241205 mit angeblich 96% Wirkungsgrad, ca. 13€