Testergebnisse der Stromspeicher-Inspektion 2025

Die Stromspeicher-Inspektion 2025 bewertet die Effizienz von 22 Solarspeichersystemen und erstmals das Energiemanagement von sechs Heimspeichersystemen. In diesem 2-stündigen Vortrag wurden die 4 Schwerpunkte der Studie vorgestellt:

1. Analyse des Marktes für Photovoltaik-Speichersysteme in Deutschland
2. Vergleich der Systemeigenschaften auf Basis von Labortests gemäß dem Effizienzleitfaden
3. Simulationsbasierte Bewertung der Speichersysteme mit dem System Performance Index (SPI)
4. Qualität des prognosebasierten Energiemanagements von PV-Speichersystemen

Stromspeichermarkt 2024: Zubauzahlen weiterhin auf hohem Niveau

Analog zu dem Trend der neu installierten Solaranlagen ist auch bei den Heimspeichersystemen ein Anstieg der installierten Speicher mit kleinen nutzbaren Speicherkapazitäten zu verzeichnen. Im Jahr 2023 wurden weniger als 12 000 Batteriespeicher bis 4 kWh errichtet. Ein Jahr später waren es bereits 68 000 Kleinspeichersysteme bis 4 kWh, die in Deutschland installiert wurden. Davon hatten 18 000 Batteriesysteme eine nutzbare Speicherkapazität von 1,6 kWh. Ein Großteil des Zubaus in dem Segment entfällt dabei auf die Solarbank E1600 des Anbieters Anker SOLIX. Dieses Batteriesystem wird häufig mit „Balkonkraftwerken“ kombiniert. Das Marktsegment mit nutzbaren Speicherkapazitäten zwischen 4 kWh und 8 kWh verzeichnet im Gegensatz dazu einen Rückgang der Installationszahlen. Fast 40 000 Systeme wurden hier weniger in Betrieb genommen. Mittelgroße Batteriespeicher mit 8 kWh bis 12 kWh verteidigen im Jahr 2024 ihre Relevanz als zahlenmäßig stärkstes Marktsegment. Allerdings ist auch hier im Vergleich zum Vorjahr ein Rückgang von 11 % zu beobachten. Im Kontrast dazu sind die Zahlen der installierten Speicher mit nutzbaren Speicherkapazitäten über 12 kWh im Vergleich zum Vorjahr leicht gestiegen: Beide Segmente, 12 kWh bis 16 kWh und 16 kWh bis 20 kWh, sind um knapp 10 % gewachsen. Das kleinere der beiden Segmente verzeichnete im Jahr 2024 etwa 61 000 Installationen, das größere von beiden mehr als 17 000 neue Geräte.

Abweichungen zwischen den Datenblattangaben und Labormesswerten

Die untere Abbildung vergleicht die im Labor ermittelten maximalen Wirkungsgrade der Hybridwechselrichter, die bei der Umwandlung der DC-Leistung der PV-Anlage in AC-Leistung am Wechselrichterausgang erreicht werden. Zusätzlich sind die Maximalwerte dargestellt, die die Hersteller auf den Datenblättern der Hybridwechselrichter angegeben. Bei den Labormesswerten ist der MPPT-Wirkungsgrad in den Ergebnissen enthalten. Dessen Einfluss ist allerdings marginal, da der MPPT-Wirkungsgrad bei allen Systemen im Betriebspunkt des maximalen Wirkungsgrades deutlich oberhalb von 99 % liegt. Lediglich bei dem Hybridwechselrichter Symo GEN24 10.0 Plus von Fronius liegt der Labormesswert mit 0,05 Prozentpunkten über den Datenblattangaben.

„Die Wirkungsgrade von Geräten unterschiedlicher Hersteller können Sie anhand der Datenblätter derzeit nicht verlässlich vergleichen. Die Maximalwerte auf den Datenblättern suggerieren geringe Umwandlungsverluste, die im Betrieb jedoch selten erreicht werden.“
– Nico Orth, Leiter der Stromspeicher-Inspektion an der HTW Berlin

Im Mittel geben die Hersteller einen Wirkungsgrad von 98,1 % an. Aus den Labortests geht hingegen nur ein Mittelwert von 97,6 % hervor. Bei dem System E1 von RCT Power (Power Storage DC 6.0) sowie dem nicht namentlich aufgeführten Produkt K1 beträgt die Abweichung rund 0,7 Prozentpunkte. Die Hersteller der anonymen Systeme L1 und M1 geben sogar auf den Datenblättern einen um 1,1 Prozentpunkte und 2,0 Prozentpunkte zu hohen Maximalwert des Wirkungsgrades an. Mit 2,2 Prozentpunkten fällt die Abweichung bei dem anonym teilnehmenden System J1 am größten aus. Auf dem deutschsprachigen Datenblatt gibt der Hersteller einen maximalen Wirkungsgrad von 99,9 % an. In der englischen Version des Datenblatts ist dieser Wert beim MPPT-Wirkungsgrad zu finden. Möglicherweise ist der Fehler bei der Übersetzung des Datenblatts entstanden, sodass der höhere MPPT-Wirkungsgrad fälschlicherweise als maximaler Wirkungsgrad der Umwandlung aufgeführt.

Bewertung mit dem System Performance Index SPI (10 kW)

Das anonym teilnehmende System M1 liegt bei der Bewertung der Systeme mit dem SPI (10 kW) abgeschlagen in der Effizienzklasse G. Ausschlaggebend für die geringe Systemeffizienz des Heimspeichers M1 sind zum einen die Umwandlungsverluste. Mit 6,7 Prozentpunkten fallen sie höher aus, als die Gesamtverluste von 13 der anderen 15 Systeme. Gleichzeitig sind die Stand-by-Verluste des Heimspeichers M1 mit 2,8 Prozentpunkten höher als die Umwandlungsverluste der Systeme E2 und D2. Die Optimierungspotenziale des Systems M1 sind demnach noch sehr groß.

Worin unterscheiden sich die prognosebasierten Ladestrategien der getesteten PV-Speichersysteme?

Die folgende Abbildung vergleicht die prognosebasierte Ladung der PV-Speichersysteme an einem wolkenlosen Tag. Die zur Verfügung stehende PV-Energie summiert sich auf insgesamt 61,6 kWh. Je nach System nehmen die Batteriespeicher 4,4 kWh bis 5,3 kWh auf. Diese Unterschiede sind auch mit den unterschiedlichen nutzbaren Speicherkapazitäten zu erklären. Da kein Batteriespeicher an diesem Tag zum Sonnenaufgang vollständig entladen ist und der Ladezustand je nach System variiert, nehmen sie unterschiedlich viel Energie auf. Weiterhin sind die Differenzen auf die unterschiedlichen Umwandlungswirkungsgrade der Wechselrichter und Batteriespeicher zurückzuführen. Das System A startet die Batterieladung bereits in den Morgenstunden, nachdem die ersten Solarstromüberschüsse anfallen. Dadurch werden vor 08:45 Uhr bereits 0,9 kWh gespeichert. Vorteilhaft ist diese Sicherheitsladung, wenn der Batteriespeicher in der Nacht zuvor entladen wurde und vormittags eine hohe Stromnachfrage die PV-Erzeugung übersteigt, da dadurch in vielen Fällen weniger Strom aus dem Netz bezogen werden muss. 10 min nachdem die PV-Leistung die maximale Einspeiseleistung von 4 kW überschreitet, beginnt der Batteriespeicher des Systems C von sonnen die Ladung und der Heimspeicher A setzt die Batterieladung fort. Das System C, erhöht seine Ladeleistung kontinuierlich um die Differenz zwischen der maximalen Netzeinspeiseleistung (4 kW) und der solaren Überschussleistung. Dagegen schwankt die Batterieladeleistung des Heimspeichers A vergleichsweise stark. System B startet hingegen mit der Batterieladung erst um 16:00 Uhr. Zu diesem Zeitpunkt sind alle anderen Systeme bereits vollständig geladen. Da das Energiemanagement von System B an dem dargestellten Tag den Batte-riespeicher mit einer vergleichsweise hohen Leistung lädt, verringert sich die Ladedauer. Auch System B erreicht noch vor Sonnenuntergang seinen vollgeladenen Zustand. Im Vergleich zu den anderen Heimspeichersystemen verkürzt System B die Verweildauer des Batteriespeichers im vollgeladenen Zustand um etwa 2 h bis 6 h, was sich positiv auf dessen Lebensdauer auswirkt. Durch den späten Beginn der Ladung wird allerdings weniger Energie über der Einspeisegrenze genutzt und somit weniger Leistung in das Netz eingespeist.