Integration von Solarspeicher und -ladung: Die ultimative emissionsfreie Lösung

Kurze Antwort:Ein Solarspeicher-Ladesystem (PV + BESS + EV-Laden) integriert Photovoltaik, Batteriespeicher (BESS) und Gleichstrom-Schnellladung in eine intelligente, netzgekoppelte Architektur. Dadurch kann eine Ladestation ihren eigenen sauberen Strom erzeugen, speichern, an Fahrzeuge liefern und sogar überschüssige Energie ins Netz zurückspeisen. Im Jahr 2026 ist dies das einzige Lademodell, das gleichzeitig Abgasemissionen eliminiert, Engpässe in der Netzkapazität beseitigt und Strom von einem Kostenfaktor in eine Einnahmequelle verwandelt – und somit die optimale emissionsfreie Lösung für die kommerzielle Ladeinfrastruktur für Elektrofahrzeuge darstellt.

Einführung

Die Integration von Solarspeicher und Ladeinfrastruktur vereint drei ausgereifte Technologien – Photovoltaik (PV), Batteriespeicher (BESS) und bidirektionales Laden von Elektrofahrzeugen – zu einem optimierten Energiesystem und hat sich bis 2026 zur Referenzarchitektur für jedes ernstzunehmende kommerzielle Elektrofahrzeugprojekt entwickelt. Eine herkömmliche Schnellladestation bezieht einfach Kilowatt aus dem Verteilnetz, sobald ein Fahrzeug ankommt; eine integrierte Solarspeicher-Ladeanlage hingegen plant, speichert und nutzt ihre Energie gezielt, sodass sie Fahrzeuge auch dann mit voller Leistung laden kann, wenn das Stromnetz schwach ist, die Sonne untergegangen ist oder die Strompreise ihren Höhepunkt erreichen.

Das Problem, das diese Lösung löst, ist struktureller Natur. Schnellladeleistungen von 120 kW bis 480 kW treten unvorhersehbar auf, und Energieversorger lehnen zunehmend Anschlussanträge von Standorten ab, die nicht nachweisen können, dass sie ihre Spitzenlast bewältigen können. Gleichzeitig ist die Solarstromerzeugung naturgemäß intermittierend – mit einem Überschuss am Mittag und einem Defizit am Abend –, was genau dem Ladebedarf entgegengesetzt ist. Ein einzelnes Ladegerät kann durch die Kapazität des Transformators blockiert, durch Spitzenlastgebühren überlastet und durch Stromausfälle außer Betrieb gesetzt werden. Ein Solarspeicher-Ladesystem eliminiert alle drei Ausfallarten, da der Batteriespeicher als Puffer zwischen Sonne, Stromnetz und Fahrzeug fungiert.

Der Business Case ist nicht länger rein theoretisch. Da die Kosten für Batteriespeicher auf Systemebene in den meisten Märkten unter 100 $/kWh liegen und Wechselrichterwirkungsgrade mittlerweile 96 % übersteigen, amortisieren sich integrierte Anlagen in Regionen mit signifikanten Preisdifferenzen zu Spitzenzeiten routinemäßig innerhalb von 3–6 Jahren und sichern die Betreiber gleichzeitig gegen zukünftige Energiepreisschwankungen ab. MIDA entwickelt alle kritischen Elemente dieser Architektur – vonMPPT-Solarmoduledie PV-Energie direkt in einen Gleichstrombus einspeisen, umbidirektionale AC/DC-LeistungsmoduleUndV2G-LadelösungenDadurch kann die gespeicherte Energie in beide Richtungen fließen – so dass das gesamte System als ein einheitliches, zertifiziertes Produkt und nicht als ein Flickenteppich aus Geräten von Drittanbietern entwickelt werden kann.

Die regulatorischen Rahmenbedingungen haben sich angepasst, und 2026 markiert den Wendepunkt. Die neuesten Ausgaben der maßgeblichen Normen – IEC 61851-23:2023 für Gleichstromladung (mit der Verpflichtung zur Unterstützung von Plattformen mit über 1000 V, Selbsttest der Isolationsüberwachung und expliziten Sicherheitsanforderungen für die bidirektionale Energieübertragung) und ISO 15118-20:2022 für Plug & Charge und bidirektionale Kommunikation – haben V2G von einem Pilotprojekt zu einer normkonformen Funktion gemacht. Betreiber, die jetzt integrierte Standorte errichten, führen kein Experiment mehr durch, sondern implementieren den Standard für die Ladeinfrastruktur des nächsten Jahrzehnts.

Wichtigste Erkenntnisse

• Eine Architektur, vier Umsatzhebel:Eine integrierte PV-BESS-Ladestation erzielt Gewinne aus Energiearbitrage, Vermeidung von Nachfragegebühren, Teilnahme an Lastmanagementprogrammen und Ladeverkäufen – während eine eigenständige Ladestation nur aus Ladeverkäufen profitiert.
• Effizienz ist das Unterscheidungsmerkmal:Der Wirkungsgrad der Gleichstromladungsumwandlung von MIDA erreicht≥96,5 %unter Volllast und sein 30 kVA Speicherkonverter (PCS) erreicht einen Spitzenwert von97,1 %wodurch Energieverluste und Betriebskosten direkt reduziert werden.
• Vollständige Bereitschaft für die Spannungsplattform:Bidirektionale und V2G-Leistungsmodule arbeiten über ein150 V–1000 V GleichstromDie Reichweite ermöglicht die native Kompatibilität der Standorte sowohl mit den heutigen 400-V-Fahrzeugflotten als auch mit der nächsten Generation von 800-V/1000-V-Hochvolt-Elektrofahrzeugen.
• Die Dimensionierung von BESS deckt den gesamten Anwendungsfall ab:Von Notfallrettungsstationen mit 65–200 kWh Kapazität bis hin zu Solarladesystemen mit 800–2.000 kWh Kapazität gibt es für jeden Standorttyp die passende Speicherlösung.
• V2G wird im Jahr 2026 Standard sein:ISO 15118-2 / ISO 15118-20:2022 (Plug & Charge und bidirektionale Stromübertragung) und DIN 70121 werden standardmäßig unterstützt und ermöglichen so eine netzkonforme Fahrzeug-zu-Netz-Entladung.
• Resilienz ist eingebaut:Standorte mit Mikronetzfähigkeit und Anti-Inselbildungsschutz gemäß IEC 61851-23:2023 halten den Ladevorgang auch bei Stromausfällen aufrecht – ein entscheidender Vorteil in Regionen mit fragilen Stromnetzen.
• TCO schlägt die Anschaffungskosten:Ein Ladegerät mit niedrigem Wirkungsgrad (≈91%) verschwendet über drei Jahre an einer einzelnen 120-kW-Ladestation Strom im Wert von mehr als 5.000 US-Dollar im Vergleich zu einem System mit einem Wirkungsgrad von ≥96,5% – allein der Effizienzunterschied wiegt den anfänglichen Preisunterschied auf.

Tiefgehende Analyse: Die vier Säulen der Integration von Solarspeicherung und -ladung

Ein integriertes System lässt sich am besten als dreistufige Leistungsarchitektur in einem Schaltschrank oder Mikronetz verstehen. Stufe eins ist der PV-Eingang: ein MPPT-Wandler (Maximum Power Point Tracking), der die Spitzenleistung der Solaranlage extrahiert und direkt in einen DC-Bus einspeist. Stufe zwei ist die bidirektionale AC/DC-Stufe: ein Wandler, der die Batterie über das Netz oder die PV-Anlage lädt und den gespeicherten Gleichstrom bei der Einspeisung wieder in Wechselstrom umwandelt. Stufe drei ist die isolierte DC/DC-Stufe, die das präzise Spannungs- und Stromprofil liefert, das jedes angeschlossene Fahrzeug benötigt. Wenn diese drei Stufen einen gemeinsamen DC-Bus nutzen, kann die PV-Energie ein Fahrzeug mit nur einer einzigen Wandlung laden – wodurch die Verluste der doppelten Wandlung bei AC-gekoppelten Systemen vermieden werden – und die Batterie kann innerhalb von Millisekunden Leistung aufnehmen oder abgeben, um die Netzlast des Systems zu glätten. Die vier folgenden Abschnitte erläutern den praktischen Nutzen dieser Architektur.

1. Mikronetz: Umwandlung einer Ladestation in eine autarke Energieinsel

Ein Solarspeicher-Ladesystem ist per Definition ein Gleichstrom-Mikronetz – ein lokales Energienetz, das seine eigene Erzeugung, Speicherung und Last ausgleichen kann, ohne ein einziges Kilowatt vom Energieversorger zu beziehen, und MIDAsBatteriespeichersystemeUndintegrierte BESS-LadestationenSie sind speziell für diesen Betriebsmodus ausgelegt. Im Inselbetrieb dient die PV-Anlage als primäre Energiequelle, das Batteriespeichersystem (BESS) als Spannungs- und Frequenzstabilisator und die Ladegeräte für Elektrofahrzeuge als steuerbare Lasten. Bei starker Sonneneinstrahlung und vollem Batteriespeicher speist die Anlage überschüssige Energie ein, und bei Lastspitzen deckt der Batteriespeicher diese in Echtzeit ab, anstatt dass der Netzanschluss genutzt wird.

Die technischen Anforderungen für einen sicheren Inselbetrieb sind unabdingbar und nun kodifiziert. Gemäß IEC 61851-23:2023 muss jedes System, das bidirektionale Energieübertragung (BPT) unterstützt, die Anforderungen des Anhangs für die Netzanschlusssicherheit erfüllen. Dazu gehören eine Anti-Inselbetriebserkennung, die den Standort innerhalb des vorgegebenen Erkennungszeitraums vom spannungslosen Netz trennt, sowie ein selbsttestendes Isolationsüberwachungsgerät (IMD), das die Isolation bei 1000 V+ DC kontinuierlich überprüft. Aus diesem Grund sind zertifizierte, speziell entwickelte Speicherkonverter – und nicht angepasste USV-Anlagen – für Ladestationen in Mikronetzen obligatorisch.

Für Betreiber wandelt die Mikronetzfähigkeit die Ladeinfrastruktur von einer Belastung in einen Vorteil. Ein Standort mit einer 200-kWh-Batterie und 120 kW Ladeleistung kann einen mehrstündigen Stromausfall überbrücken, Einsatzfahrzeuge während Notfalleinsätzen mobil halten und in Märkten, die netzunterstützende Mikronetze fördern, von entsprechenden Anreizen profitieren. Diese Ausfallsicherheit hat eine ganze Produktkategorie hervorgebracht: 65–200 kWh Notladestationen, die MIDA als mobile, mikronetzfähige Stromversorgungseinheiten für Fuhrparks, Autohäuser und Katastrophenschutzkorridore liefert.

2. Spitzenlastreduzierung: Senkung der Bedarfsgebühren an der Quelle

Die Spitzenlastreduzierung (Peak Shaving) begrenzt den Netzbezug eines Standorts auf einen vertraglich festgelegten Höchstwert, indem die Batteriespeicheranlage (BESS) während der Spitzenlastzeiten entladen wird. Sie ist typischerweise der größte Kostenfaktor in der Wirtschaftlichkeit eines integrierten Standorts, da Bedarfsgebühren (Kapazitätsgebühren) oft 30–50 % der Stromrechnung eines Gewerbebetriebs ausmachen. Das Prinzip ist einfach: Die Batterie lädt sich während der Schwachlastzeiten – typischerweise nachts oder mittags bei überschüssiger Solarstromerzeugung – mit einer niedrigen, konstanten Rate auf und gibt diese Energie während der Spitzenlastzeit wieder ab. Dadurch erhalten Transformator und Zähler nie die vollen 350 kW, die sechs gleichzeitig betriebene 60-kW-Ladegeräte benötigen würden.

Die finanziellen Auswirkungen lassen sich an einem typischen mittelgroßen Energieknotenpunkt veranschaulichen: Ein Standort mit einer gemessenen Spitzenlast von 350 kW und einer monatlichen Bedarfsgebühr von 12 $/kW zahlt allein für die Kapazitätsnutzung rund 4.200 $ pro Monat. Durch die Reduzierung dieser Spitzenlast um 40 % mithilfe eines 215-kWh-Batteriespeichers sinken die Kosten auf etwa 2.520 $ pro Monat – eine Ersparnis von rund 20.000 $ pro Jahr. In den meisten Märkten amortisiert sich die Investition in den Speicher dadurch innerhalb von drei Jahren vollständig. Energiearbitrage schafft eine zweite Einnahmequelle: Durch das Laden von 215 kWh zu einem Schwachlasttarif von 0,05 $/kWh und die damit verbundene Verdrängung von Stromkäufen zu 0,15 $/kWh in der Spitzenlastzeit werden etwa 21,5 $ pro Zyklus bzw. rund 1.290 $ pro Monat bei zwei Zyklen pro Tag eingespart.

Die Dimensionierung folgt für die meisten kommerziellen Standorte einer einfachen Faustregel: Die Batteriekapazität sollte 40–60 % des täglichen Ladebedarfs des Standorts betragen, mit einer Entladerate (C-Rate) von 0,5C oder weniger für eine lange Lebensdauer. Für eine Schnellladestation mit 1.000 kWh/Tag ergibt sich daraus ein Batteriespeichersystem (BESS) mit 400–600 kWh und einer Entladeleistung von 200–300 kW – eine Konfiguration, die die integrierten ESS-Ladesäulen von MIDA mit 60–400 kW auf einer einzigen Stellfläche realisieren. Leistungsmodule, Batteriemanagement und Kühlung werden dabei werkseitig integriert und nicht vor Ort montiert.

3. Lastmanagement: Ladestationen als Netzressourcen nutzen

Lastmanagement (Demand Response, DR) ist der Mechanismus, mit dem integrierte Ladestationen direkte Zahlungen dafür erhalten, dass der Netzbetreiber oder ein Aggregator seine flexible Last und Speicherkapazität steuern oder bereitstellen kann. PV-Batteriespeicher-Ladestationen sind in DR-Märkten besonders wertvoll, da sie innerhalb von Millisekunden reagieren können, ohne das Ladeerlebnis der Kunden zu beeinträchtigen. Eine eigenständige Ladestation, die an DR teilnimmt, muss Lasten reduzieren – was Autofahrer verärgert –, aber eine speichergestützte Station schaltet einfach auf Batteriestrom um oder speist sogar Strom ins Netz ein. So kann die Fahrzeugflotte weiterladen, während die Station Kapazitätszahlungen, Energievergütungen und Einnahmen aus Systemdienstleistungen zur Frequenzregulierung erhält.

Die Steuerungsebene, die dies ermöglicht, ist die Protokollreife. Moderne Standorte nutzen OCPP 1.6J oder 2.0.1 auf der Ebene des Lademanagements und ISO 15118-20:2022 auf der Ebene der Fahrzeugkommunikation. Dadurch erhält der Standortcontroller die von Aggregatoren benötigten Telemetrie- und Planungsfunktionen: Echtzeit-Ladezustand des Batteriespeichersystems (BESS), Energieprognosen pro Sitzung und die Möglichkeit, ein Demand-Response-Signal innerhalb des Reaktionsfensters des Energieversorgers auszuführen. Ein lokales Energiemanagementsystem (EMS) optimiert dann in Echtzeit zwischen drei konkurrierenden Signalen – dem Spotpreis, dem Demand-Response-Signal und der Ladenachfrage.

Die wertvollste Anwendung ist die Frequenzregelung, bei der ein bidirektionaler Umrichter innerhalb von Sekunden Leistung aufnehmen oder einspeisen muss. Die bidirektionalen Module von MIDA mit 30–62,5 kW Leistung und einem Wirkungsgrad von bis zu 96 % sind genau für diese Aufgabe ausgelegt: Eine 500-kWh-Batterie hinter sechs 62,5-kW-Modulen kann mehrere Megawatt schnell regelbare Kapazität in den Regelenergiemarkt einbringen. Über ein Vertragsjahr hinweg erreichen die Einnahmen aus der Regelenergie häufig das Niveau der Lademarge – und übertreffen diese in einigen europäischen und nordamerikanischen Märkten sogar. Daher listen Energieversorger integrierte Speicheranlagen zunehmend als bevorzugte Anlagen in Kapazitätsauktionen auf.

4. Bidirektionale Wechselrichter auf SiC-Basis: Das Rückgrat der Leistungselektronik

Siliziumkarbid-Halbleiter (SiC) sind die Grundlage dafür, dass heutige bidirektionale Wandler die Effizienz, Dichte und Zuverlässigkeit erreichen, die das gesamte Solarspeicher-Lademodell wirtschaftlich rentabel machen. Jedes bidirektionale und V2G-Modul im MIDA-Portfolio basiert auf einer SiC-basierten, hochfrequenten isolierten Topologie. Im Vergleich zu herkömmlichen Silizium-IGBT-Designs schalten SiC-Bauelemente mit deutlich geringeren Schaltverlusten bei höheren Frequenzen. Dies führt direkt zu drei messbaren Vorteilen: einem Wirkungsgrad von über 96 % (bis zu 96,5 % für den DC-Ladepfad und 97,1 % für den Speicherwandler), etwa 30–40 % kleineren magnetischen Bauteilen und einem überlegenen thermischen Verhalten, das den flüssigkeitsgekühlten Betrieb von Hochleistungsschränken ermöglicht.

Die 1000-V-Revolution macht Siliziumkarbid (SiC) zur Pflicht. Elektrofahrzeugplattformen der nächsten Generation mit 800 V und 1000 V benötigen Wandler, die einen Gleichspannungsbereich von 150 V bis 1000 V abdecken und dabei auch in Extrembereichen effizient arbeiten können. Die große Bandlücke von SiC ermöglicht zudem die schnelle Fehlerbehebung und die geringe Induktivität, die für die Isolationsüberwachung und den Lichtbogenschutz bei diesen Spannungen erforderlich sind. Für Anlagen mit einer Leistung von über 350 kW legt die Norm IEC 62196-3:2022 nun die Sicherheitsanforderungen für die Flüssigkeitskühlung fest – Drucküberwachung im Kühlkreislauf und Temperaturanstiegskontrolle –, die dafür sorgen, dass SiC-Leistungsstufen auch im Dauerbetrieb mit hoher Leistung innerhalb ihres sicheren Betriebsbereichs bleiben.

Die wirtschaftliche Bedeutung der Effizienz verdient besondere Beachtung. Läuft ein 120-kW-Ladegerät 10 Stunden täglich unter Volllast, verschwendet ein Wandler mit 91 % Wirkungsgrad etwa 7,2 kW pro Stunde als Wärme; ein System mit 96,5 % Wirkungsgrad hingegen nur 4,2 kW – ein Unterschied von ca. 10.900 kWh pro Jahr, was in den meisten Märkten jährlich deutlich über 1.000 US-Dollar und über drei Jahre mehr als 5.000 US-Dollar entspricht. Dieser Effizienzunterschied, der sich über alle Ladeplätze und Standorte hinweg summiert, ist der Grund, warum das günstigste Modul nie das günstigste System ist und warum verantwortungsbewusste Betreiber bidirektionale SiC-Wandler als unverzichtbaren Kern ihrer integrierten Anlagen spezifizieren.

Architekturvergleich – Standalone vs. integriert:

Häufig gestellte Fragen

1. Was ist ein integriertes Solarspeicher-Ladesystem?

Ein integriertes Solarspeicher-Ladesystem vereint Photovoltaik (PV), Batteriespeicher (BESS) und das Laden von Elektrofahrzeugen in einer einzigen Energiearchitektur. Solarmodule erzeugen Strom, die Batterie speichert ihn, und die Ladegeräte liefern ihn an die Fahrzeuge – mit bidirektionalen Wechselrichtern (V2G), die es ermöglichen, gespeicherte Energie auch wieder ins Netz einzuspeisen. Da alle drei Stufen einen gemeinsamen Gleichstrombus nutzen, kann PV-Strom ein Auto mit einer einzigen Umwandlung laden, und die Batterie gleicht Netzstrom, Stromerzeugung und Last in Echtzeit aus.

2. Wie viel kann durch die Reduzierung von Spitzenlastzeiten an Stromkosten eingespart werden?

Die Spitzenlastkappung reduziert die gesamten Stromkosten typischerweise um 20–40 % an Standorten, an denen die Bedarfsspitzengebühren 30–50 % der Rechnung ausmachen. Im obigen Beispiel sparte ein Standort mit einer Spitzenlast von 350 kW und monatlichen Bedarfsspitzengebühren von 12 $/kW durch die Begrenzung der Spitzenlast mit einem 215-kWh-Batteriespeichersystem (BESS) rund 20.000 $ pro Jahr. Die genauen Einsparungen hängen von Ihrer Tarifstruktur, der Preisdifferenz zwischen Spitzen- und Schwachlastzeiten sowie Ihrem Ladeverhalten ab – je größer die Preisdifferenz und je ausgeprägter die Spitzenlasten sind, desto schneller amortisiert sich der Speicher.

3. Kann eine Solarspeicher-Ladestation auch bei einem Stromausfall funktionieren?

Ja, sofern das System für den Betrieb in Mikronetzen/Inselnetzen ausgelegt und zertifiziert ist. Im Inselbetrieb stabilisiert das Batteriespeichersystem (BESS) Spannung und Frequenz des lokalen Stromnetzes, während die Photovoltaikanlage die Batterie lädt. So können Fahrzeuge auch bei einem Stromausfall weiter geladen werden. Diese Funktion erfordert eine Anti-Inselbetriebs-Erkennung und Isolationsüberwachung gemäß IEC 61851-23:2023 und ist Standard bei integrierten BESS-Ladestationen und Notladeeinheiten mit einer Nennleistung von 65–200 kWh.

4. Welche Standards gelten im Jahr 2026 für V2G und bidirektionales Laden?

Die maßgeblichen Dokumente sind ISO 15118-20:2022 (Plug & Charge und bidirektionale Energieübertragung), ISO 15118-2 und DIN 70121 (frühere bidirektionale Profile) sowie IEC 61851-23:2023 (Sicherheit von DC-Ladehardware, einschließlich Unterstützung von 1000 V+, IMD-Selbsttest und die im Anhang aufgeführten Sicherheitsanforderungen für die bidirektionale Energieübertragung). Flüssigkeitsgekühlte Hochleistungsstandorte unterliegen zusätzlich den Anforderungen der IEC 62196-3:2022 an Steckverbinder und Kühlkreisläufe.

5. Beschädigt Vehicle-to-Grid (V2G) die Batterie des Elektrofahrzeugs?

Moderne V2G-Systeme sind batterieschonend konzipiert: Der Fahrzeughalter (oder Flottenmanager) legt einen Mindestentladezustand fest – typischerweise 20–30 % – und die Ladesitzung ist hinsichtlich Entladetiefe und Zyklenzahl begrenzt. Felddaten aus V2G-Pilotprojekten zeigen, dass kontrolliertes, flaches bidirektionales Laden die Batteriealterung im Vergleich zu normalem Schnellladen nur geringfügig beeinträchtigt und die finanzielle Vergütung für Netzdienstleistungen den zusätzlichen Kapazitätsverlust in der Regel deutlich übersteigt.

6. Wie lange dauert es, bis sich die Investition in eine Solarspeicheranlage amortisiert hat?

In Märkten mit signifikanten Preisspannen und Bedarfsspitzen – wie in weiten Teilen Europas, Nordamerikas und Teilen des asiatisch-pazifischen Raums – amortisieren sich integrierte PV-Batteriespeicheranlagen typischerweise innerhalb von 3–6 Jahren, und schneller, wenn Einnahmen aus Lastmanagement oder Systemdienstleistungen berücksichtigt werden. Die Amortisationszeit verkürzt sich mit steigendem Anteil des PV-Eigenverbrauchs, da Solarenergie die teuersten Netzbezugsquellen in Spitzenzeiten ersetzt.

7. Welche Größe muss der BESS für einen Schnelllade-Hub haben?

Eine praktische Dimensionierungsregel für kommerzielle Hubs lautet: 40–60 % des täglichen Ladebedarfs bei einer Entladerate (C-Rate) von maximal 0,5C. Ein Hub mit einem Verbrauch von 1.000 kWh/Tag harmoniert beispielsweise gut mit einem Batteriespeichersystem (BESS) von 400–600 kWh, das eine Entladeleistung von 200–300 kW liefert. Das Produktportfolio von MIDA deckt das gesamte Spektrum ab – von Notrufstationen mit 65–200 kWh und modularen Systemen mit 215 kWh bis hin zu Solarladesystemen mit 800–2.000 kWh – sodass die Batteriekapazität präzise auf den Durchsatz des Standorts und die Netzanschlussbedingungen abgestimmt werden kann.

Abschluss

Die Integration von Solarspeichern und Ladeinfrastruktur ist keine Premium-Funktion, sondern die Betriebsgrundlage für profitables, normkonformes und ausfallsicheres Laden von Elektrofahrzeugen ab 2026. Durch die Kombination von hocheffizienter Photovoltaik-Ernte, Batteriespeicher-Puffer und bidirektionaler Wandlung auf SiC-Basis – mit V2G-Kommunikation gemäß ISO 15118-20:2022 und Hardware-Sicherheit gemäß IEC 61851-23:2023 – generiert ein integrierter Standort vier statt nur einer Einnahmequelle, übersteht Netzstörungen ohne Ausfall und ermöglicht emissionsfreie Mobilität von der Quelle bis zum Rad. Die Architektur existiert heute als eine einzige, werkseitig integrierte Produktlinie: von Batteriespeichersystemen und MPPT-Solarmodulen auf der Erzeugungsseite über bidirektionale AC/DC-Leistungsmodule und V2G-Ladelösungen auf der Wandlungsseite bis hin zu schlüsselfertigen, integrierten ESS-Ladesäulen mit 60–400 kW und Multi-Megawatt-Solarladesystemen auf der Einsatzseite. Netzbetreiber, die jetzt auf integrierte, zertifizierte und standardkonforme Systeme setzen, werden in den nächsten zehn Jahren die kostengünstigsten und verfügbarkeitsstärksten Ladeinfrastrukturen im Stromnetz betreiben.

MIDA Power – Wir erweitern die Grenzen des Ladens von Elektrofahrzeugen mit integrierten Solar-, Speicher- und bidirektionalen Stromlösungen.