Bosch Power Tec hat den Reigen eröffnet: Zu Jahresbeginn senkte der Hamburger Anbieter die Preise für alle fünf Speicher der Baureihe BPT-S 5 Hybrid. Sie wurden um durchschnittlich 25 Prozent billiger. Seitdem bewegen sich die Speicherpreise langsam nach unten. Bei den Endkunden ist dieser Trend bislang kaum angekommen, denn es sind vor allem die Einkaufspreise für die Installateure, die nachgeben. Endlich hat die Branche gelernt, was beispielsweise die Modulhersteller jahrelang vernachlässigten: Ein haustechnisches Produkt muss nicht besonders billig sein, um beim Kunden zu landen. Es muss preiswert sein, keine Frage, aber es muss dem Installateur gefallen. Denn er berät die Kunden, seien es Privatleute oder Gewerbebetriebe. Die Marge entscheidet über den Geschäftserfolg der Hersteller, nicht der Endkundenpreis. Oder, wie Joachim Simonis sagt, Vertriebschef beim Batteriehersteller Leclanché: „Der Installateur muss daran etwas verdienen.“
Langsam ziehen in der Photovoltaik ähnliche Spielregeln ein wie in der klassischen Heizungstechnik. „Als Installateur muss man sich genau überlegen, welchen Markt man bedienen will“, empfiehlt David Muggli, Chef des Installationsbetriebs Priogo in Zülpich in Nordrhein-Westfalen. „Wir machen den Umsatz nicht mehr auf dem Dach, sondern im Keller.“ Muggli startete mit seiner Firma, als es die Photovoltaik noch nicht gab, noch nicht als Massengeschäft, das Rendite versprach. Er begann mit Pelletkesseln und Solarthermie. „Der Installateur holt sich die Geschäfte rein, bei denen er die höchste Marge erzielt.“
Allerdings kehrt er nicht zur Solarthermie zurück. Denn die Photovoltaik öffnet seinen Kunden nach wie vor interessante Optionen. Nur ist das Geschäft kleinteiliger, sind die Zeiten des schnellen Euro vom Dach endgültig vorbei. Mit der Photovoltaik bekommen Mugglis Kunden einen eigenen Generator aufs Dach, der sich obendrein sehr gut mit Wärmepumpen, mit stromsparenden LEDs und mit Blockheizkraftwerken kombinieren lässt.
Kaum Deckungsbeiträge durch Module
Soll heißen: Ohne die Photovoltaik läuft kaum etwas, aber sie bringt nicht die Deckungsbeiträge für Mugglis Betrieb. „Wir schauen uns jetzt vor allem die Lastprofile an, ob der Stromverbrauch direkt zur Photovoltaik passt oder einen Speicher benötigt. Photovoltaik ist immer dabei, sie geht eben mit über den Ladentisch.“
Unlängst hat er bei der Firma Lightlife im Kölner Stadtteil Longerich eine 34-Kilowatt-Anlage (Ost-West-Ausrichtung) mit einem Speicher von Nedap eingebaut. Der Speicher besteht aus Blei-Gel-Zellen, er wird über den DC-Kreis an die Photovoltaik angeschlossen.
Firmenchef Antonius Quodt ist davon so begeistert, dass er fortan mit Muggli gemeinsame Sache machen will. Lightlife hat sich auf künstlerische und architektonisch ansprechende Lichtinstallationen mit LEDs spezialisiert. „LEDs und Photovoltaik passen sehr gut zusammen“, sagt Quodt. „Künftig wollen wir unsere Lichtfassaden und Installationen gleich mit einer Photovoltaikanlage für das Dach unserer Kunden anbieten.“ Das neue Firmengebäude nebst Showroom wird ausschließlich elektrisch versorgt. Nur im Winter springt die Gasheizung an. Warmwasser kommt aus elektrischen Durchlauferhitzern. „Unser täglicher Strombedarf liegt bei rund 44 Kilowattstunden“, rechnet Antonius Quodt vor, der elf Mitarbeiter hat. Im Gebäude befinden sich auch zwei kleine Wohnungen. An guten Tagen leistet die Anlage auf dem Dach mehr als 100 Kilowattstunden. Die Differenz zum Eigenverbrauch will er ins Netz speisen, die Kilowattstunde wird mit 14 Cent vergütet. Demnächst schafft er sich ein Elektroauto an, das gleichfalls durch Sonnenstrom versorgt wird.
Der Speicher im Keller hat eine Bruttokapazität von fünf Kilowattstunden. Er nimmt Ertragsüberschüsse auf, für die Alarmanlage, Telefon, Kameras und die Server. „Wir speichern vom Tag in die Nacht“, berichtet Antonius Quodt. „Wenn wir das nicht selbst ausprobiert hätten, wären uns die Möglichkeiten nicht klar geworden.“ Insgesamt rund 55.000 Euro hat er in den Solargenerator und den Batteriespeicher investiert. Dabei spielte ein Förderkredit bei der KfW keine Rolle. Quodt bestätigt: „Ich hätte 1.800 Euro in Anspruch nehmen können. Aber da wäre allein die Finanzierung dieses Kredits viel teurer gewesen.“
Dieses Beispiel zeigt, wo die Marge des Installateurs steckt: in den Energiekosten seiner Kunden. Dreh- und Angelpunkt sind das Energiemanagement, sowohl Strom als auch Wärme. Und es ist vor allem der Batteriespeicher, der den Installateuren lohnende Deckungsbeiträge verspricht. Der Marge geht die Marke voraus. Weil die Stromspeicher derzeit noch sehr teuer sind – im Vergleich zur Photovoltaik und den Strompreisen der großen Energieversorger –, sind Preisnachlässe natürlich besonders spannend. So hat beispielsweise Samsung SDI erst vor wenigen Wochen den Einkaufspreis für sein Speichersystem RES 5800 gesenkt. Es besteht aus Lithium-Manganoxid-Zellen und bietet 5,8 Kilowattstunden Bruttospeicherkapazität. Davon werden 4,6 Kilowattstunden effektiv genutzt.
Der Speicher wird im System mit dem Sunny Island von SMA verbaut, der die Ladesoftware aufgespielt bekommt. Dieses Paket bietet Samsung den Installateuren nun für 7.391 Euro an, wovon rund 2.800 Euro auf den Wechselrichter entfallen. „Dieses Produkt ist traumhaft“, urteilte ein Händler. „Das macht Spaß für unsere Installateure.“ Für die Endkunden kostet das System rund 8.500 Euro (netto, unverbindliche Preisangabe).
Um ausreichend Verkaufsanreize zu setzen, muss die Marge für den Installateur stimmen. Bei einem Speicher, den er im Auftrag seines Kunden bestellt und in dessen Keller einbaut, sollten es zwischen 20 und 30 Prozent sein. Weitere 15 Prozent bleiben beim Großhändler hängen. Deshalb gehen manche Anbieter den direkten Weg und liefern ohne Umwege an die Installateure aus.
Leclanché ist dafür ein Beispiel, ebenso Bosch Power Tec. Einfach nur die Preise in den Keller zu schicken, auf Teufel komm raus: Damit werden die Batteriehersteller ähnlichen Schiffbruch erleiden wie zuvor die Fabrikanten der Solarmodule.
Das Speichergeschäft ist dem Vertrieb von Wechselrichtern sehr ähnlich, weil der Batteriespeicher eine technologische Kernkomponente der Eigenverbrauchsanlage ist. Um es einmal klar zu sagen: Das Modul ist es nicht. Es ist lediglich der Brennstoff, der den ersten Generator treibt. In einer Eigenverbrauchsanlage werden aber mitunter weitere Generatoren eingebunden, deren Ströme sich im Speicher treffen, zum Beispiel Kleinwindkraft oder Blockheizkraftwerke.
Vor allem im Gewerbe
Anders als Priogo am Rhein ist Stiens Solartechnik in Kaufungen als reiner Photovoltaikbetrieb an den Start gegangen. In Hochzeiten installierten die Mitarbeiter von Firmengründer Georg Stiens bis zu 100 Megawatt im Jahr. 2013 war es nur noch die Hälfte. „Nur mit Kleinanlagen kommen wir wirtschaftlich nicht durch“, bestätigt Georg Stiens. „Wir brauchen gewerbliche Anlagen, um unsere Kosten darzustellen.“
Seine Firma stellt sich auf den Wandel ein, indem sie ihre Produkte erweitert. Brauchwasser-Wärmepumpen und LEDs zur Beleuchtung von Tierställen ergänzen das klassische Sortiment. Auch bei den Photovoltaikkomponenten stellt sich Stiens breiter auf, um Vorteile im Einkauf zu nutzen.
Der Photovoltaikmarkt hat aufgehört zu existieren. Heute gibt es einen Eigenverbrauchsmarkt, der vom Käufer dominiert wird. In der Kette vom Hersteller bis in den Keller des Kunden muss jeder genug verdienen, um im Geschäft bleiben zu können. Das ist die kaufmännische Aufgabe, der sich die Industrie, die Händler und die Installateure stellen müssen. Wobei die Installateure mittlerweile am längeren Hebel sitzen. Denn der Kunde vertraut ihm und richtet sich in aller Regel nach seinen Empfehlungen.
Über die Nacht kommen
Stiens testet zurzeit die Blei-Gel-Batterien von Hoppecke, die Ladeelektronik kommt von Nedap. Ein Lithium-Ionen-System mit SMA-Ladetechnik steht gleichfalls in seiner Halle. Auf seinem eigenen Bauernhof läuft ein Doppelpack mit zweimal 7,4 Kilowattstunden Speicherkapazität, „um über die Nacht zu kommen“. Beweglich sein, die Augen offen halten: Auch Kleinwindkraft und Blockheizkraftwerke hat Stiens auf dem Schirm. „Das müssen wir gut vorbereiten. Da reicht Halbwissen nicht aus.“
Zur Demonstration und zum Dauertest wurde in Kaufungen ein Speichersystem aufgebaut und an die Photovoltaikanlage angeschlossen, die auf dem Firmendach stromt. Dort sind 120 Kilowatt installiert. Das System deckt die Grundlast von 40 Kilowatt, der Speicher fasst 15 Kilowattstunden. Ab März deckte das Unternehmen seinen Strombedarf selbst. Der Nebeneffekt: „Viele Kunden kommen vor der Kaufentscheidung zu uns, um sich die Technik und die Systeme anzuschauen“, berichtet der Chef.
Batteriespeicher stehen vor einem Boom, und das aus einem einfachen Grund, glaubt Franz-Josef Feilmeier. Er ist Geschäftsführer des Familienunternehmens Fenecon aus dem niederbayerischen Deggendorf mit 15 Mitarbeitern. Erstmals müsse der Betreiber einer Solaranlage nicht zwingend auch Unternehmer sein – mit dem ganzen Aufwand, der damit verbunden sei, erklärt Feilmeier.
Bauen ohne Netz
Künftig kann der Betreiber ohne Netzeinspeisung viel Geld einsparen und sich weitgehend autark mit Strom versorgen. Bis dato hat der Vertriebspartner des chinesischen Lithiumspeicherpioniers BYD rund 100 Speichersysteme mit 10 und 20 Kilowattstunden Kapazität in Deutschland verkauft. Alle BYD-Partner in Europa, Australien und den USA haben sogar 1.000 Einheiten installiert.
In einer Rechnung für photovoltaik kommt Feilmeier zu einer klaren Erkenntnis: Anlagen mit Speicher und ohne Überschusseinspeisung sind für den privaten Betreiber die wirtschaftlichste Variante. Einfacher in Bezug auf Ablesung und Umsatzsteueranmeldungen seien netzparallele Nichteinspeise-Anlagen ohnehin. Am Anfang hat der reine Selbstversorger ohne Überschusseinspeisung natürlich den Nachteil, dass er den Bruttopreis der Anlagen inklusive der Umsatzsteuer zahlen muss. Aber im Rechnungszeitraum über 20 Jahre ändert sich das Bild, da der gesamte steuerliche Umlagenblock inklusive Einkommensteuer, Umsatzsteuer, Solidaritätszuschlag und gegebenenfalls Kirchensteuer entfällt. Der Selbstversorger ist laut Feilmeier auch nicht mehr im reinen Renditedenken verhaftet wie Anlagenbesitzer in Zeiten mit hohen Einspeisevergütungen. Der Sicherheitsaspekt und die Unabhängigkeit vom Energieversorger stünden nun im Fokus.
Zellen bestimmen die Preise
Der Preis für die Batterie macht in etwa die Hälfte bis drei Viertel des Systempreises aus. „Momentan muss man in diesem jungen Markt mit 800 Euro pro Kilowattstunde für den Lithiumspeicher rechnen“, sagt Feilmeier. Für den Wechselrichter kommen dann 300 Euro pro Kilowatt obendrauf, weil ein notstromfähiges System mehr erfüllen muss, als es ein handelsüblicher Wechselrichter kann. Bei DC-Systemen kommen weitere 200 Euro pro Kilowatt für einen Laderegler hinzu. Weitere Komponenten, die bei vielen Speichern zum Leistungsumfang gehören, wie unter anderem Schaltschränke, Display und Elektroinstallationskomponenten sowie Stromsensoren machen weitere 1.000 bis 2.000 Euro pro System aus. Bei der Leistungselektronik und den Steuer- und Messkomponenten gebe es für die Preise relativ wenig Spielraum nach unten, erklärt der Fenecon-Chef.
Tesla sorgt für Verwirrung
Vor allem bei den Batterien gebe es noch Luft. Hier könnten die Preise pro Jahr bis zu zehn Prozent nach unten gehen, prognostiziert Feilmeier. Der Autobauer Tesla spricht auf Zellebene gar von Herstellungskosten, die auf 200 Euro pro Kilowattstunde sinken könnten. Diese Zahl hat im Markt für Wirbel gesorgt, auch für Verwirrung.
Denn klar ist: „Im stationären Einsatz mit langlebigen Lithium-Eisenphosphat-Batteriemodulen und inklusive der Kosten für Energiemanagementsystem, Transporte, Recyclingabgaben und Zölle muss man mit deutlich höheren Kosten rechnen“, sagt Feilmeier. Die Margen der Installateure sind momentan noch hoch. Das muss aber auch so sein, weil der Vertriebsaufwand derzeit noch groß ist. Bei den Systempreisen insgesamt erwartet Feilmeier einen jährlichen Preisrutsch von fünf bis sieben Prozent. Er sagt: „Mit unserem günstigsten DESS-System – einphasig im AC-Bereich – knacken wir die 1.000 Euro pro Kilowatt bereits. Mit unserem dreiphasigen System liegen wir etwas darüber.“
Fenecon
Speicher durchgerechnet
(a) Der Standardfall einer neuen Photovoltaikanlage mit Speicher und Überschusseinspeisung: zehn Kilowatt Leistung, AC-Speicher mit einer Kapazität von zehn Kilowattstunden im Wert von 24.000 Euro (netto inklusive KfW-Förderung) und mit einem Eigenverbrauchsanteil von 50 Prozent. Gewinn nach Steuern und 20 Jahren: 11.483 Euro.
(b) Ein DC-gekoppelter Speicher ohne Einspeisung der Überschüsse: zehn Kilowatt Leistung, zehn Kilowattstunden Kapazität, im Wert von 29.000 Euro (netto inklusive KfW-Förderung), Eigenverbrauchsanteil von 60 Prozent mit aktivem Energiemanagement, Gewinn nach Steuern und 20 Jahren: 21.164 Euro.
KfW-bank
„Die Speicherförderung funktioniert nicht“
Die KfW-Bank fördert Stromspeicher, allerdings muss der Solarkunde dafür einen Kredit aufnehmen. Doch oft weigern sich die Hausbanken, die Kleinkredite zu finanzieren. Also bleibt der Bürger meist auf seinem gesetzlich verbrieften Anspruch sitzen.
Im vergangenen Jahr haben Sie mit Ihrem Team in der Region Nordhessen rund 60 Batteriespeicher installiert. Wie wichtig war die Förderung durch die KfW?
André Schön: Die Kunden wissen mittlerweile, dass es diese Förderung gibt. Aber die Hausbanken weigern sich, die Anträge zu bearbeiten. Das macht uns das Leben schwer, uns und unseren Kunden. Zwar haben sie einen gesetzlichen Anspruch, aber sie haben Probleme, nur den KfW-Kredit zu finanzieren.
Braucht man unbedingt einen Kredit, um in den Genuss der Förderung zu kommen?
Ja, auch wenn es unerklärlich ist, warum man unbedingt einen Kredit braucht. Doch so sind die Regeln bei der KfW. Wir haben Kunden, die zahlen die Photovoltaikanlage und den Speicher sofort, ohne Finanzierung. Für einen Speicher mit acht Kilowattstunden netto braucht man eine Photovoltaikanlage mit vier bis zehn Kilowatt Leistung. Die Förderung für den Speicher beträgt 600 Euro je Kilowatt Solarleistung, macht 4.200 Euro. Deshalb müssen Sie zur Bank gehen. Und die Hausbank verweigert diesen Kleinkredit, weil sie daran nichts verdient. Würde der Kunde die gesamte Investition finanzieren lassen, wäre es kein Problem.
Die Banken leben davon, Kredite auszureichen. Warum lehnen sie die Anfragen nach der KfW-Förderung ab?
Mit der Speicherförderung durch die KfW wurde ein bürokratisches Monster geschaffen. Früher genügte ein Blatt, um eine Photovoltaikanlage anzumelden. Das dauerte 30 Sekunden. Heute muss man zur Förderanfrage für einen Speicher 85 Seiten einreichen. Nur für die Anfrage. Da ist noch nicht klar, ob die Förderung wirklich bewilligt wird. Hinzu kommt, dass jeder Netzbetreiber eigene technische Anforderungen an das Speichersystem stellen kann. Das macht die Anträge und einzureichenden Dokumente noch komplizierter.
Wie gehen Sie mit diesem Problem um?
Bei den Speichern waren wir Pioniere. Also haben wir alle Banken aus unserer Region zu uns eingeladen, weil wir unsere Kunden nach der Beratung zur Bank schicken. Aber die Banken schaffen oder wollen es nicht, ihre Berater auf die Regeln der KfW zu schulen. Dann verstehen die Sachbearbeiter nicht, worum es geht. Für den Kunden ist es unwichtig, welche Unterschiede sich durch den Eigenverbrauch oder die Netzeinspeisung ergeben. Für den Banker und die Finanzierung ist das ein himmelweiter Unterschied.
Also bekommen die Solarkunden keine Förderung, obwohl sie ihnen zusteht?
Das passiert sogar Kunden, die seit Jahrzehnten bei ihrer Hausbank sind und dort viel Geld verwalten. Aber der Sachbearbeiter muss für die KfW-Förderung 16 Seiten Papierkram ausfüllen, das ist ihm zu viel Aufwand. Um die Förderung zu bekommen, kann der Solarkunde nicht direkt bei der KfW anfragen. Also muss er so lange suchen, bis er eine Bank gefunden hat, die den Kredit bewilligt. Obwohl er eigentlich das gesetzlich verbriefte Recht auf eine Förderung hat.
Welche Banken reichen diese Förderkredite aus?
Mit der SWK Bank haben wir einen Partner gefunden, der sich auf solche Förderkredite spezialisiert hat. Da kommt die Zusage per E-Mail innerhalb eines Tages. Aber diese Bank unterstützt nur Angestellte, keine Selbstständigen oder Freiberufler.
Das Gespräch führte Heiko Schwarzburger.
Sonnenbatterie
20 Prozent Nachlass aufgrößere Akkumulatoren
Das reformierte EEG soll ab August 2014 gelten. Deshalb wird eine kleine Sommerrallye erwartet, um bis zum Stichtag noch möglichst viele Anlagen zu installieren. Denn sie fallen unter den Bestandsschutz und werden von der EEG-Umlage für den Eigenverbrauch befreit. Allen Kunden, die sich bis zu dem Stichtag noch für eine Photovoltaikanlage mit Speicher entscheiden, bietet Sonnenbatterie jetzt einen Preisnachlass.
Von der Gesetzesänderung wären vor allem Gewerbebetriebe und Landwirte betroffen, die in der Regel größere Anlagen betreiben und die Grenze von zehn Kilowatt überschreiten. Ihnen bietet Sonnenbatterie einen Rabatt von bis zu 20 Prozent auf alle Sonnenbatterien der Baureihe Comfort mit Kapazitäten zwischen 20 und 60 Kilowattstunden. Die Aktion läuft bis Ende Mai.
Schubkraft für den Markt
Batteriespeicher boomen
„Derzeit gibt es in Deutschland 1,4 Millionen Photovoltaikanlagen am Netz – davon rund eine Million Dachanlagen“, sagt Tobias Rothacher. Er arbeitet als Senior Manager in der Abteilung Energie, Umwelt und Ressourcen bei Germany Trade and Invest, der Wirtschaftsförderungsgesellschaft des Bundes. Die Grenze der Einspeiseförderung ist laut EEG bei 52 Gigawatt erreicht. Das könnte bereits 2017 der Fall sein. „Das Auslaufen der EEG-Förderung könnte ein entscheidender Auslöser für den Batteriemarkt sein“, prophezeit Rothacher. Dass die Erzeugungskosten von Photovoltaikstrom unter den Preisen des Energieversorgers liegen, ist bereits heute ein Argument pro Speicher.
„Einen dritten Schub könnte der Markt dann ab 2021 bekommen, wenn auch die ersten Altanlagen nach 20 Jahren aus der Förderung herausfallen“, erklärt Rothacher. Weil es dann keine Einspeisevergütung mehr gibt, muss möglichst viel eigener Strom verbraucht werden. Ohne ein Speichersystem kann eine Eigenverbrauchsquote von rund 30 Prozent erreicht werden, mit Speicher steigt sie je nach Auslegung auf etwa 60 Prozent.
Die Differenz zwischen den solaren Erzeugungskosten und dem Preis des Stromversorgers bildet das Geschäftsmodell für die Speicher. Mit 5.000 bis 6.000 Ladezyklen je nach Batterie funktioniert es momentan allerdings noch nicht, verdeutlicht Rothacher. Mit fallenden Speicherkosten werde es aber immer attraktiver. Immerhin 6.000 bis 7.000 Batteriesysteme seien im Jahr 2013 verkauft worden. Durch die Massenproduktion werden die Batteriepreise in den nächsten Jahren stark fallen. Eine Studie von EuPD-Research sieht ab 2018 mehr als 100.000 verkaufte Batteriespeicher pro Jahr in Deutschland.
Auch international sind Batteriespeicher gefragt: Laut einer aktuellen Studie von Bloomberg New Energy Finance soll die installierte Leistung von Batteriespeichern mit 1,2 Gigawatt im Jahr 2013 bis 2020 auf knapp zehn Gigawatt anwachsen. Japan und die USA, aber auch Korea sind interessante Märkte, die bereits über Gesetze verfügen, die den Aufbau von Batteriespeichern begünstigen. Aber der Markt hat seine Tücken. Das US-Unternehmen A123 Systems verfügte in den Jahren 2011 bis 2013 über rund 28 Prozent Marktanteil. Vor rund einem Jahr ist das von der US-Regierung stark geförderte Unternehmen allerdings übernommen worden.
