Photovoltaik im Effizienzhaus Plus

Der Eigenverbrauch von Photovoltaikstrom

Mit der Absenkung der EEG-Einspeisevergütung für Strom aus PV-Anlagen sind in den letzten fünf Jahren auch deren Installationskosten drastisch gesunken. Dies führte im Jahr 2012 zur Netzparität, dem Punkt, an dem die Einspeisevergütung für PV-Strom nur noch so hoch war wie die durchschnittlichen Endverbraucherkosten für den Haushaltsstrombezug. Ab diesem Zeitpunkt lohnte sich der Eigenverbrauch des PV-Stroms. Da die Einspeisevergütung für die im Jahr 2015 installierten PV-Anlagen nur noch 12 bis 13 Cent/kWh beträgt, der Strombezug im Haushalt jedoch im Bundesdurchschnitt 29 Cent/kWh [1] kostet, spart der private Anlagenbetreiber mit jeder selbst verbrauchten kWh 16 Cent ein. Neben diesem Vorteil auf Selbstversorgerseite können durch erhöhten Eigenverbrauch vor Ort, also dort wo der PV-Strom generiert wird, die Netze aufgrund der reduzierten eingespeisten Strommenge entlastet werden.

Zur Erlangung des EHP-Standards sind groß dimensionierte PV-Anlagen nötig, die den durch Heizung, Kühlung, Beleuchtung und Geräte verursachten End­ener­gie- und Primärenergieverbrauch im Jahresverlauf durch den erzeugten PV-Strom wieder ausgleichen. Allerdings handelt es sich hierbei nur um einen bilanziellen Ausgleich, in der Realität wird die meiste End­ener­gie jedoch in der Heizperiode bezogen und der meiste PV-Strom im Sommer eingespeist. So kommt es, dass die Monitoringobjekte des EHP-Netzwerks (ohne Stromspeicherung) 65 bis 85 % des vor Ort generierten PV-Stroms in das Netz einspeisen [2]. Um das Konzept des EHP jedoch nachhaltiger zu gestalten, ist es sinnvoll, den Eigenverbrauch des PV-Stroms zu erhöhen. Dies kann auf zwei Weisen geschehen:

Solarstromspeicher

a) Kenngrößen

Die Anforderungen an Solarstromspeicher sind vielseitig. Vor allem eine hohe Zyklenfestigkeit und damit einhergehende Lebensdauer sind wesentlich. Lithium- (Li) und Blei-Batterietechnologien sind die heutzutage üblicherweise angebotenen Stromspeichersysteme für PV-Anlagen. Eine Solarbatterie durchläuft im Zeitraum von 20 Jahren ca. 5.000 bis 7.000 Vollzyklen [4]. Blei-Solarbatterien erreichen jedoch im PV-Anlagenbetrieb innerhalb ihrer Lebens­dauer nur 2.500 bis 3.200 Vollzyklen [5, 6], während Li-Solarbatterien je nach Technologie 5.000 bis 8.000 Vollzyklen [7, 8] ermöglichen. Die Lebensdauer von Blei-Solarbatterien kann entsprechend mit ungefähr zehn Jahren und die von Li-Solarbatterien mit 20 Jahren abgeschätzt werden. Das bedeutet jedoch nicht, dass die Batterien am Ende dieser Lebensdauer defekt sein müssen. Das Ende der Lebensdauer von Solarbatterien ist als der Zeitpunkt definiert, an dem sie nur noch 80 % ihrer Anfangskapazität aufweisen [7]. Im realen Fall können die Solarbatterien also durchaus länger betrieben werden. Die Gegenüberstellung der Blei- und Li-Batterietechnologie in Tabelle 1 zeigt, dass beide ihre Vor- und Nachteile haben.

Die zwei wesentlichen Vorteile der Li-Solarbatterien sind die schon erwähnte höhere Zyklenfestigkeit und die Möglichkeit der tieferen Entladung, DoD (Depth of Discharge) genannt. Während bei Blei-Solarbatterien üblicherweise ein DoD von 50 % [7, 8] der Nennspeicherkapazität empfohlen wird, liegt dieser für Li-Ionen-Batterien bei 80 bis 90 % [9] und bei LiFePO₄-Solarbatterien gar bei 100 % [10]. Das bedeutet, dass für Solarstromspeicher mit einer Nennkapazität von 10 kWh bei Blei-Batterien nur 5 kWh mit einer Vollzyklenzahl von ca. 3.000 nutzbar sind.

Bei Verwendung von Li-Batterien der gleichen Bruttokapazität hingegen sind je nach Technologie 8 bis 10 kWh Speicherkapazität nutzbar und das bei einer nahezu doppelten Lebensdauer (Vollzyklenzahl 5.000 bis 8.000). Zwar sind auch Blei-Solarbatterien bis zu einem DoD von 80 % entladbar, allerdings wird in diesem Fall die Lebensdauer (2.700 Vollzyklen bei DoD 50 % zu 1.300 Vollzyklen bei DoD 80 %) stark herabgesetzt [7]. Der bedeutende Nachteil der Li-Stromspeichertechnologie sind jedoch die im Vergleich zu Blei-Solarbatterien wesentlich höheren Kosten von 1.000 bis 2.000 € pro kWh Bruttospeicherkapazität zu 300 €/kWh für Blei-Solarbatterien. Die Solarbatterie, egal ob auf Blei- oder Li-Basis, benötigt zur Einbindung in das Stromnetz des Gebäudes einige abgestimmte Systemkomponenten. Allen voran ist der Batterieladeregler ein zentrales Element des Batteriemanagementsystems. Die Aufgaben des Ladereglers sind hierbei sowohl Tiefentladung der Batterie unter den DoD als auch Überladung zu vermeiden und den Be- und Entladestrom zu begrenzen.

Zusätzlich ist für die Einbindung des Stromspeichers in das Wechselstromnetz des Gebäudes ein Batteriewechselrichter notwendig. Alternativ kann dieser bei der Einbindung des Speichers in das Gleichspannungsnetz der PV-Anlage entfallen. Hier muss aber der Wechselrichter der PV-Anlage auf den Laderegler der Solarbatterie abgestimmt sein. Die Kosten dieser Infrastruktur des Speichers sind nicht unwesentlich und werden später im Detail betrachtet.

b) Dimensionierung des
Stromspeichers

Aufgrund der momentanen hohen Kosten der Solarstromspeicher ist das Vorhalten hoher Speicherkapazitäten nicht sinnvoll. Viel eher muss die Speicherkapazität des Batteriesystems an den Stromverbrauch (inkl. Lastprofil), die PV-Anlagengröße und -ausrichtung angepasst werden. Üblicherweise wird ein Stromspeichersystem so ausgelegt, dass das Gebäude nach einem strahlungsreichen Tag mit PV-Strom über die gesamte Nacht versorgt werden kann. Bild 1 zeigt die Auswirkung der Batteriekapazität und der PV-Anlage auf den Eigenverbrauchsanteil des PV-Stroms (definiert als das Verhältnis von selbst verbrauchtem zum gesamten im Jahr erzeugten PV-Strom) und den Autarkiegrad (definiert als das Verhältnis von selbst verbrauchten PV-Strom zum Jahresstromverbrauch) eines beispielhaften EHP mit 2.700 kWh Haushaltsstromverbrauch und 2.300 kWh Wärmepumpenstromverbrauch (PV-Anlage: Südausrichtung, 35° Neigung). Klar erkennbar sind der starke Anstieg des Eigenverbrauchs, vor allem bei kleineren Batteriekapazitäten bis 4 kWh, und der sinkende Eigenverbrauchsanteil für größer dimensionierte PV-Anlagen. Die mittlere Größe der PV-Anlage der Objekte im EHP-Netzwerk liegt bei ca. 12 kW_p und die mittlere nutzbare Batteriekapazität bei 8 kWh [2]. Nach den Werten aus Bild 1 können somit 36 % des erzeugten PV-Stroms selbst genutzt und 75 % des Stromverbrauchs gedeckt werden.

Der in der Realität zu erwartende Eigenverbrauch wird in starkem Maße vom tatsächlichen Stromlastprofil beeinflusst. Zudem basieren die Ergebnisse in Bild 1 auf Stundenwerten. Der Vergleich von Eigenverbrauchsanteilen von PV-Strom auf Stunden- und Minutenbasis hat ergeben, dass die Bilanzierung auf Stundenbasis den Eigenverbrauch um ca. 10 % überschätzten kann [11]. Erst gemeinsam mit der Kostenanalyse des Speichersystems ergibt sich eine Aussage über eine sinnvolle Dimensionierung der Solarbatterien.

c) Kostenanalyse im
Effizienzhaus Plus

Für ein EHP mit Luft-/Wasser-Wärmepumpe zur TWW-Bereitstellung und Gebäudeheizung mit einem Jahresstromverbrauch der Wärmepumpe von 2.300 kWh und 2.700 kWh für Haushaltsstrom (Profil aus Gebäudesimulation TRNSYS-TUD, Stundenwerte) sollen die Kosten eines Solarstromspeichersystems genauer betrachtet werden. Das Gebäude besitzt ein Satteldach mit 35° Neigung, auf dessen Südseite 6 und Nordseite 5 kW_p PV-Anlagen­leis­tung installiert sind. Bild 2 zeigt den Eigenverbrauchsanteil und Autarkiegrad des PV-Batteriespeichersystems in Abhängigkeit von der Nettokapazität der Li- bzw. Bleibatterie. Deutlich ist zu erkennen, wie sich bei Nutzung eines Solarstromspeichers mit 6 kWh Nettokapazität sowohl Autarkie- als auch Eigenverbrauchsquote verdoppeln und somit wesentlich weniger Strom in das Netz eingespeist werden muss.

Die Kapitalwerte des PV-Speichersystems wurden mittels der Annuitätsmethode nach VDI 2067 (Randbedingungen: Zeitraum 20 Jahre, Strompreissteigerung 4 %/a; Kalkulationszins 3 %, Strombezugspreis 0,29 €/kWh, Einspeisevergütung 0,125 €/kWh; PV-Anlage 11 kW_p (6 kW_p Süd-, 5 kW_p Norddach, Dachneigung 35°, Investition 1.600 €/kW_p)/Solarbatterien: Bleibatterie 10 Jahre Nutzungsdauer, 50 % DoD, 15 % Be- und Entladeverluste, Investitionskosten 300 €/kWh brutto; Li-Batterie 20 Jahre Nutzungsdauer, 90 % DoD, 10 % Be- und Entladeverluste, Investitionskosten 1.100 €/kWh brutto; Kosten Speichersysteminfrastruktur 4.000 €; KfW-Solarstromspeicherförderung enthalten; keine EEG-Umlage für PV-Eigenverbrauch berücksichtigt) ermittelt und sind in Bild 3 dargestellt. Die Blei-Batterien werden innerhalb der 20 Jahre Betrachtungszeitraum einmal erneuert, für die Li-Batterien wird eine Lebensdauer von 20 Jahren angesetzt. Der Kapitalwert beider Speichersysteme ist trotz Berücksichtigung der KfW-Solarstromspeicherförderung (KfW-Kredit 275) und trotz des wesentlich erhöhten Eigenverbrauchs des PV-Stroms aufgrund der hohen Speichersystemkosten wesentlich höher als für die Variante ohne Solarbatteriesystem. Allerdings weist die Variante PV-Anlage mit 6 kWh nutzbarer Bleibatteriekapazität einen leicht geringeren Kapitalwert auf als der reine Strombezug über 20 Jahre aus dem Netz (Kapitalwert 30.960 €) und ist somit sogar geringfügig wirtschaftlicher. Die Kapitalwerte zwischen Li- und Blei-Batterien mit nutzbaren Kapazitäten kleiner 5 kWh unterscheiden sich nicht wesentlich, obwohl die spezifi­schen Speicherkosten für Li-Batterien mit 1.100 €/kWh brutto wesentlich höher sind als die von Blei-Batterien mit 300 €/kWh. Dies liegt an der längeren Lebensdauer (20 Jahre) und dem tieferen DoD (90 %) der Li-Batterietechnologie ver­glichen mit Blei-Batterien (10 Jahre, 50 %). Die höheren spezifischen Kosten sorgen jedoch für einen stärkeren Anstieg der Kosten für größere Batteriekapazitäten beider Batterietechnologien. Für ein EHP-Einfamilienhaus mit dem angenommenen Stromverbrauch und PV-Anlagenkonfiguration führt für Bleibatterien eine Nettokapazität von 5 kWh zum niedrigsten Kapitalwert. Größere Batteriekapazitäten, wie in vielen EHP installiert [2], sind somit für das betrachtete EHP aus ökonomischer Sicht nicht sinnvoll. Generell führen die hohen Investitionskosten dazu, dass die Installation von Strom­spei­cher­sys­te­men für PV-Anlagen momentan noch nicht rentabel ist.

d) Netzdienlicher Betrieb

Die KfW-Förderung von Solarstromspeichern setzt eine netzdienliche Beladung des Stromspeichers voraus. Dies wird in den Anforderungen der Förderung damit festgesetzt, dass PV-Anlagen mit Speichern, die diese Förderung nutzen, eine Leistung von maximal 60 % ihrer Nennleistung in das Stromnetz einspeisen dürfen. Die zuvor betrachtete 11-kW_p-PV-Anlage darf also maximal 6,6 kW in das Stromnetz einspeisen. Dementsprechend ist es naheliegend, die PV-Erzeugungsspitze zur Mittagszeit zum Aufladen des Solarspeichers zu nutzen.

Die meisten am Markt verfügbaren Solarladeregler laden aber die Batterie auf, sobald ein PV-Stromüberschuss im Gebäudestromnetz vorhanden ist, wie in Bild 4 dargestellt. Somit ist bei Gebäuden mit größer dimensionierter PV-Anlage oder kleiner Batteriekapazität der Speicher schon vor dem Mittag beladen. Folglich muss die PV-Leistung zur Mittagszeit abgeregelt werden, um die Einspeiseleistung auf maximal 60 % der Nennleistung zu begrenzen. Der abgeregelte Leistungsanteil bleibt ungenutzt und senkt die Wirtschaftlichkeit des gesamten Systems. Wesentlich zielführender ist ein wetterprognosebasiertes Lademanagementsystem, das im Voraus erkennt, ob ein strahlungsreicher Tag bevorsteht und somit die Batterie erst ab einer gewissen Zeit mit einer festgelegten Leistung beladen wird (Bild 4). Bei strahlungsarmen Tagen hingegen kann der Solarstromspeicher schon früh aufgeladen werden. Das Bestreben ist also, mit möglichst einfachen Regelungsalgorithmen die Nutzung des Solarstromspeichers netzdienlicher zu gestalten.

Lastmanagement der Wärmeversorgung

a) Auskühlverhalten von Gebäuden

Wie erwähnt, eignen sich EHP-Gebäude in den meisten Fällen sehr gut zur Verschiebung von elektrischen Lasten. Das liegt zum einen daran, dass ein Großteil der Gebäude mit elektrisch betriebenen Wärmepumpen ausgestattet ist, zum anderen kühlen diese Gebäude durch das für den EHP-Standard notwendige hohe Wärmeschutzniveau der Gebäudehülle nur langsam aus. In Bild 5 ist dies in zwei Abkühlkurven verdeutlicht, links für eine konstante Außentemperatur von –14 °C und rechts für reale Nutzungsbedingungen (Lüftung, interne Gewinne berücksichtigt) im Januar. Für letzteres Szenario ist das EHP-Massivhaus im Januar (bei einer Außentemperatur von –10 °C bis 3 °C) erst nach knapp einer Woche von 23 °C mittlerer Raumtemperatur auf 20 °C abgekühlt. Vergleicht man dies mit der deutlich schnelleren Auskühlung des EFH im EnEV-Neubaustandard oder des EFH im Altbau, so wird deutlich, dass sich gerade hochwertig gedämmte EHP-Gebäude sehr gut dazu eignen, Heizlasten um viele Stunden oder sogar mehrere Tage zu verschieben. Somit kann der Betrieb der elektrischen Wärmepumpe in der Heizperiode ohne große Komforteinbußen auf die Zeiten hoher PV-Stromproduktion verschoben werden.

b) Simulation eines Einfamilienhauses

Um das Potential der Eigenverbrauchserhöhung des PV-Stroms aus der zeitlichen Verschiebung des Wärmepumpenbetriebes zur Gebäudeheizung und TWW-Bereitstellung zu überprüfen, wurde das in Bild 6 dargestellte EFH als repräsentatives EHP (Massivhaus mit 120 m² Wohnfläche ohne Kellergeschoss, H_T‘ = 0,23 W/(m²K), Speicherkapazität des Gebäudes 40 kWh/K) angenommen und in der thermischen Gebäudesimulation „TRNSYS-TUD“ simuliert. Die abgebildete Luft-/Wasser-Wärmepumpe Dimplex-„LA 6TU“ (elektrische Bezugsleistung ca. 2,5 kW) übernimmt die Erwärmung des 500 l großen Heizungspuffer- und 500 l großen TWW-Speichers. Eine zentrale Lüftungsanlage mit 85 % Wärmerückgewinnungsgrad minimiert die Lüftungswärmeverluste. Der TW-Nutzwärmebedarf beträgt 1.700 kWh/a und der Heizwärmebedarf 2.300 kWh/a. Das Satteldach mit Nord-Süd-Ausrichtung und 35° Neigung ist mit einer 6 kW_p-PV-Anlage auf der Süd- und einer 5 kW_p-Anlage auf der Nordseite belegt und weist somit keine ideale Dachausrichtung auf. Diese Parameter entsprechen den für die vorige Eigenverbrauchs- und Wirtschaftlichkeitsbetrachtung des Solarstromspeichers verwendeten Kenngrößen. Somit sind beide Eigenverbrauchsbetrachtungen miteinander vergleichbar. Zum Stromverbrauch der Wärmepumpe wird ein Lastprofil für den Haushaltsstrom von 2.700 kWh/a in den Simulationen mittels „TRNSYS-TUD“ hinterlegt, dessen Deckung durch die PV-Anlage innerhalb der Simulation ermittelt wird. Für den realitätsnahen Betrieb und die reale Sonneneinstrahlung werden die Wetteraufzeichnung der DWD-Wetterstation Dresden-Klotzsche aus dem Jahr 2012 als Stundenwerte verwendet. Zur Erhöhung des PV-Stromeigenverbrauchs durch die Verschiebung des WP-Betriebes wurden folgende einfach gehaltene Algorithmen in die Gebäudesimulation integriert:

a)  „Referenz“: Der Betrieb der WP wird nur durch die Solltemperaturen für Heizungsvorlauf bzw. Heizungspufferspeicher und TWW-Speicher vorgegeben, unabhängig von der PV-Anlagenleistung;

b)  „TWW: PV-Leistung“: Wenn die Leistung an erzeugtem PV-Strom größer 3 kW ist, wird die Solltemperatur für TWW-Speicher von 50 auf 60 °C angehoben (Gebäudeheizung nicht an PV gekoppelt),

c) „Heizung: PV-Leistung“: Wenn die PV-Stromerzeugungsleistung größer als die Hälfte der elektrischen Leistung der Wärmepumpe ist, wird die Solltemperatur der Räume um 1 K erhöht (TWW-Bereitstellung nicht an PV gekoppelt) [12],

d)  „Heizung & TWW“: (a) & (b)“: Kombination der Kopplung von Trinkwasserspeichererwärmung und Raumsolltemperaturen an PV-Anlagenleistung aus Szenario (a) und (b),

e)  „Heizung & TWW“: Zeitalgorithmus“: Die Solltemperaturen der Räume werden am Tag (Winter 10 bis 14 Uhr, März/Okt. 8 bis 16 Uhr) um 1 K erhöht und die TWW-Speichersolltemperatur um 10 K [12].

In Tabelle 2 sind die Ergebnisse der Jahressimulation der Algorithmen miteinander verglichen. Deutlich ist zu erkennen, wie der Eigenverbrauch an PV-Strom allein durch den einfachen Algorithmus b) zur TWW-Speicherbeladung wesentlich erhöht wird. Die größte Eigenverbrauchsanteilsteigerung von 16,3 % auf 26,2 % weist die Kombination der Algorithmen b) und c) auf, allerdings bei erhöhtem Stromverbrauch der Wärmepumpe aufgrund der höheren Solltemperaturen. Trotz der damit verbundenen geringeren Einspeisung und/oder des höheren Strombezugs führen alle Algorithmen zu einer Kostenersparnis (errechnet aus Strombezugsmenge multipliziert mit 29 Cent/kWh Strombezugskosten abzüglich PV-Einspeisestrommenge multipliziert mit 12,5 Cent/kWh Einspeisevergütung nach EEG, keine Berücksichtigung der Kosten für das Lastmanagementsystem enthalten) gegenüber dem Referenzfall ohne Lastverschiebung. Somit erhöht die einfache Anlagensteuerung über die Solltemperaturen den Eigenverbrauch des PV-Stroms und spart Kosten ein.

In Bild 7 wird die Erhöhung des monatsweisen PV-Eigenstromverbrauchs für verschiedene Algorithmen verdeutlicht. So kann der Algorithmus d) durch PV-leistungsabhängige Ansteue­rung der TW-Erwärmung und Raumheizung den Eigenverbrauch an PV-Strom im Januar im Vergleich zum Referenzfall fast verdoppeln. Im Sommer hingegen fällt die Steigerung des Eigenverbrauchsanteils durch die alleinige Steuerung der TWW-Speichersolltemperatur geringer aus. Die verwendeten Algorithmen sind insgesamt sehr einfach gehalten, benötigen dafür jedoch nur sehr simple Regelungstechnologien. Durch wetterprognosebasierte Steuerungen ließe sich der Eigenverbrauch an PV-Strom noch deutlich steigern, allerdings voraussichtlich mit höherem Aufwand und damit möglicherweise höheren Systemkosten.

Fazit

Beide Ansätze, Solarstromspeicher und Lastmanagement, sind sehr geeignete Möglichkeiten, um den Eigenverbrauch an PV-Strom signifikant zu erhöhen. So konnte in einem EHP-Beispielgebäude der Eigenverbrauch durch einfaches Lastmanagement der Wärmepumpe von 16 % auf 26 % erhöht werden. Zugleich führte dies trotz höheren Stromverbrauchs der Wärmepumpe zu Kosteneinsparungen. Auf der anderen Seite führt die Nutzung eines Solarstromspeichers mit 5 kWh Nettokapazität mit ähnlichem Haushaltsstrom- und Wärmepumpen-Stromverbrauchsprofil fast zu einer Verdopplung des Eigenverbrauchs von 21 % auf 40 %. Allerdings sind die Kosten für den Stromspeicher, v. a. für die Infrastruktur wie Laderegler, Batteriewechselrichter oder Anbindung sehr hoch und verhindern die wirtschaftliche Nutzung von Stromspeichersystemen trotz Inanspruchnahme der KfW-Stromspeicherförderung. Für diese Technologie ist allerdings noch deutliches Kostensenkungspotential erkennbar. Sinnvoll ist zudem die Kombination von Stromspeichertechnologie mit Algorithmen zum PV-stromgekoppelten Wärmepumpenbetrieb, um die Solarbatterie zu entlasten und somit deren Lebensdauer deutlich zu verlängern.

Generell sollte jedoch bei der Debatte um erhöhten PV-Strom­eigenverbrauch nicht vergessen werden, dass eine hohe Netzbelastung durch PV-Stromeinspeisung von EHP-Gebäuden in naher Zukunft vor allem im städtischen Bereich kein ernsthaftes Problem darstellen wird. In ländlichen Gegenden mit zu geringem Stromverbrauch zu Zeiträumen hoher PV-Stromerzeugung kann dies jedoch anders sein. Auch komplette Stromautarkie von EHP-Gebäuden ist für gut erschlossene Regionen, wie sie in Deutschland vorzufinden sind, aus volkswirtschaftlicher und primärenergetischer Sicht kritisch zu sehen.

Literatur

[1] D.H. Wirth, „Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland“, Fraunhofer ISE, Freiburg, 2015.[2] A. Bergmann, „Ergebnisse technisches Monitoring: Soll-/Ist-Vergleich“, Fraunhofer IBP, BAU Messe München, 2015.[3] T. Trost, „Lastganganalyse und Gestaltung fexibler Stromtarifmodelle für private Haushalte vor dem Hintergrund des liberalisierten Energiemarktes und dem Einsatz von Smart Metering“, TU Dresden, 2010.[4] Energietechnische Gesellschaft im VDE (ETG), „Energiespeicher in Stromversorgungssystemen mit hohem Anteil erneuerbarer Energieträger – Bedeutung, Stand der Technik, Handlungsbedarf“, Energietechnische Gesellschaft im VDE (ETG), Frankfurt, 2009.[5] Bundesministerium der Finanzen, „AfA-Tabelle für die allgemein verwendbaren Anlagegüter“, 2000.[6] Centrosolar, „Garantieerklärung für kristalline Solamodule“, 2013.[7] Hoppecke Batterien GmbH & Co. KG, „OPzV bloc solar.power – verschlossene Bleibatterie für zyklische Anwendungen“, Hoppecke, Brilon.[8] SENEC.IES, „Technisches Datenblatt SENEC.Home G2“, SENEC.IES, Leipzig, 2013.[9] „Datenblatt neeoQube – Der smarte Lithium-Ionen-Energiespeicher“, Akasol GmbH, Darmstadt.[10] Sony, „Light up the power: 1.2 kWh Olivine Stromspeichermodul mit Sonys Olivine Lithium Eisen Phosphat Technologie“, Sony.[11] A. Prapatsornpittaya, „Eigenverbrauch von Photovoltaikstrom – Stunden oder Minutenwerte?“, TU Dresden, 2014.[12] K. Hörfurter, „Intelligente Einbeziehung thermischer Speicher zur Erhöhung der Eigennutzung von Photovoltaikstrom im Wohngebäude“, TU Dresden, 2014.