PV, Battery & EV Charging Analysis — Complete Study

# PV, Battery & EV Charging Analysis — Complete Study

**Date:** 2026-06-25 (updated with two-cycle battery analysis & draft emails)
**Data basis:** 87 days of smart meter cumulative readings (Mar 30 – Jun 25, 2026)
**Location:** Austria (Styria, near B73)

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## Current System

| Parameter | Value |
|-----------|-------|
| PV system | 5 kWp roof |
| Inverter | 5 kW |
| Heating | Heat pumps |
| Vehicles | 2 × EV |
| Grid import | ~7,475 kWh/year (€0.36/kWh flat) |
| Grid export | ~1,853 kWh/year (€0.06/kWh feed-in) |
| Estimated PV production | ~5,000 kWh/year |
| Self-consumed PV | ~3,147 kWh/year (63% self-consumption rate) |
| **Total consumption** | **~8,373 kWh/year (22.9 kWh/day)** |
| **Net electricity cost** | **~€2,580/year** |

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## Part 1: Tariff & Battery Analysis (Current 5 kWp System)

### Dynamic tariff comparison

Dynamic tariff model: `(spot_price + €0.015 margin + €0.150 grid/taxes) × 1.20 VAT`
- Summer avg: ~€0.26/kWh, Winter avg: ~€0.32/kWh

| Scenario | Annual cost | vs Current |
|----------|--------:|--------:|
| Flat, no battery (CURRENT) | €2,580 | — |
| Dynamic, no battery | €2,097 | **-€483** |
| Dynamic, with battery | €1,839 | -€741 |

**Verdict: Switch to dynamic tariff immediately (saves €483/yr, zero investment).**

### Battery on current system
- BYD Battery-Box 10.24 kWh: saves ~€258-312/year
- Payback: 13-20 years depending on tariff
- **Only worth it with subsidy**

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## Part 2: PV Expansion — 10× Scenario (50 kWp)

### Scenario: Scale current yield ×10, sell via awattar, no EV charger

| Metric | Current (5 kWp) | 10× PV (~50 kWp) |
|--------|----------------:|-----------------:|
| PV production | 5,000 kWh | **50,000 kWh** |
| Self-consumed | 3,147 kWh (63%) | 6,084 kWh (12%) |
| Grid import | 7,475 kWh | **2,288 kWh** (night only) |
| Grid export | 1,853 kWh | **43,916 kWh** |
| **Net energy position** | **€2,580 cost** | **€2,094 income** |
| **Total benefit vs current** | | **€4,673/year** |

With 10× PV + awattar, the household becomes a **net energy producer** — earning ~€2,094/year after covering all daytime demand.

### Investment & ROI

| Cost scenario | Investment | Payback | 25-year net profit |
|---|---:|---:|---:|
| Optimistic | €41,000 | **8.8 years** | +€76,000 |
| Mid-range | €52,000 | **11.1 years** | +€65,000 |
| Pessimistic | €64,000 | **13.7 years** | +€53,000 |

### Export revenue breakdown

Most export happens at midday when spot prices are lowest:

| Period | kWh/yr | Revenue | Avg price |
|--------|-------:|--------:|----------:|
| Morning 06-10 | 1,297 | €108 | €0.083 |
| **Midday 10-15** | **27,484** | **€1,563** | **€0.057** |
| Afternoon 15-18 | 13,355 | €864 | €0.065 |
| Evening 18-22 | 1,780 | €191 | €0.107 |

**Key limitation:** 63% of export revenue comes from midday hours at only €0.057/kWh.

### Sensitivity to export prices

Even if awattar export prices collapse, the system remains profitable:

| Export price | Annual benefit | Payback |
|---|---:|---:|
| Very low (€0.03/kWh avg) | €3,310/yr | 15.7 years |
| Base case (€0.06/kWh avg) | €4,673/yr | 11.1 years |
| High (€0.09/kWh avg) | €6,038/yr | 8.6 years |

### Stone wall PV — winter game changer

Vertical south-facing 40 kWp wall produces 2.8× more than roof PV in December:
- December: Wall 1,079 kWh vs Roof 386 kWh
- The wall catches the low winter sun directly, solving the seasonal mismatch

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## Part 3: Battery Analysis with 50 kWp + awattar

### Four battery strategies evaluated

#### Strategy 1: Self-consumption (charge midday PV, discharge at night) ✅ MARGINAL

- Charge from PV surplus: opportunity cost €0.057/kWh (lost export)
- Discharge at night: saves €0.277/kWh (avoided import)
- Effective spread after 96% RTE: **€0.20/kWh**

Nightly import to cover: **6.3 kWh/day**

| Battery size | Cost | Annual value | Payback |
|---|---:|---:|---:|
| 3 kWh | €2,000 | €382 | **5.2 years** |
| 5 kWh | €3,000 | €316 | 9.5 years |
| 7 kWh | €4,000 | €269 | 14.9 years |
| 10 kWh | €5,000 | €198 | 25.3 years |

**Smaller is better.** Optimal size: 5-7 kWh (matches nightly deficit). Beyond 7 kWh, extra capacity is wasted.

#### Strategy 2: Export arbitrage (store midday, sell at peak) ❌ NOT WORTH IT

- Midday export price: €0.055/kWh
- Peak export price (18-21): €0.111/kWh
- Spread after RTE: **€0.051/kWh**
- Revenue per kWh capacity: ~€10/year. Battery cost: ~€400/kWh. **Payback: 40 years.**

#### Strategy 3: Pure grid arbitrage (buy cheap, sell expensive) ❌ IMPOSSIBLE

Grid fees (€0.15/kWh) on import are NOT refunded on export. Best case:
- Buy at 03:00: €0.258/kWh → Sell at 19:00: €0.120/kWh → **Spread: -€0.143/kWh**

Even with full grid fee exemption: spread only €0.037/kWh → payback 57 years.

#### Strategy 4: Two-cycle (PV→evening + grid→morning) ❌ WORSE THAN SINGLE-CYCLE

The "buffer battery" idea: charge from PV during day, also charge from cheap grid at night, discharge at peak morning and evening prices.

**Why it fails with 50 kWp:**

The fundamental problem: **import hours and expensive hours don't overlap.** With 50 kWp:

```
                     Import    Avg price    Share
Deep night (22-05):  5.58 kWh  €0.272/kWh   88% of all import
Morning peak (06-08): 0.62 kWh  €0.310/kWh    10%
Evening peak (19-21): 0.13 kWh  €0.335/kWh     2% ← almost nothing!
```

50 kWp covers all demand until ~19:00. There is essentially **no import during peak hours**. The battery has nothing to discharge into during "peak" because PV handles it.

| Strategy | Annual battery value |
|----------|--------------------:|
| A: PV charge → discharge all night | **€502/year** |
| B: Two-cycle (PV→evening + grid→morning) | **€441/year** |

Two-cycle is **€62/year worse**. The night grid charge buys energy at €0.258/kWh to avoid morning import at €0.310/kWh — a spread of only €0.052/kWh before RTE. Meanwhile, PV-charge costs €0.057/kWh (lost export) with a €0.20/kWh spread.

**Grid fees are the wall:** Austrian grid fees (€0.165/kWh) are identical at 03:00 and 19:00. So buying cheap to avoid buying expensive only captures the **spot price difference** (~€0.075/kWh), not the fee difference. That's too thin for profitable cycling.

The strategy would only work during extreme price events (winter Dunkelflaute: night €0.10, peak €0.35 → spread €0.25). But these happen ~10-20 days/year — not enough for daily cycling.

### Battery verdict

| Question | Answer |
|----------|--------|
| Self-consumption battery? | **Marginally yes.** 5-7 kWh, payback ~10-15 years |
| Export arbitrage? | **No.** Spread €0.05/kWh, payback 40+ years |
| Grid arbitrage? | **No.** Grid fees make all spreads negative |
| Two-cycle buffer? | **No.** Worse than single-cycle. No peak demand to offset. |
| Optimal size? | **5-7 kWh** (covers nightly deficit of 6.3 kWh) |

The only profitable battery strategy: **charge from PV surplus, discharge to avoid own night import.** Spread: €0.20/kWh. Everything involving grid purchases yields ≤€0.08/kWh.

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## Part 4: EV Charging Business (Smatrics near B73)

### Opportunity
An empty parking lot near the B73 could host public EV charging powered by the large PV system. Instead of exporting at €0.057/kWh, energy sells at EV charging rates (€0.45-0.60/kWh).

### Economics — the real arbitrage

```
PV energy cost:     ~€0.08-0.12/kWh (amortized)
EV selling price:   ~€0.45-0.60/kWh
Gross margin:       ~€0.33-0.48/kWh  ← 7.5× better spread than battery arbitrage
```

| Charger type | Hardware cost | Sessions/day | Annual margin | Payback |
|---|---:|---:|---:|---:|
| AC 22 kW | €5,000 | 5-15 | €10,000-30,000 | **0.2-0.5 years** |
| DC 50 kW | €25,000 | 10-25 | €20,000-50,000 | **0.5-1.2 years** |
| DC 150 kW | €45,000 | 15-40 | €30,000-81,000 | **0.6-1.5 years** |

Excess summer PV (40,000+ kWh) can fuel ~1,000-1,500 EV charges/year on surplus alone.

### Smatrics engagement plan

**Status: Should reach out, come prepared.**

Three possible deal structures:
1. **You own, Smatrics = backend only** — you keep ~85-90% of revenue
2. **Smatrics turnkey** — they install & operate, you get revenue share or lease
3. **Hybrid** — you provide PV + location, they provide everything else

**Key questions for Smatrics:**
- Revenue share percentage?
- Dynamic pricing support (cheaper when PV surplus)?
- Hardware recommendations for B73 location?
- Grid connection requirements for DC charging?
- Permitting support (Gewerbe, E-Control, Baueingabe)?
- Maintenance SLA?
- Exclusivity contract terms?
- PV-coupled load management?

**Also get quotes from:** KEBA (Austrian hardware), evon / The Mobility House (PV-coupled expertise), Energie Steiermark (local utility, may have subsidies)

**Watch out for:**
- Long-term exclusivity clauses (10-15 years) — avoid on first deal
- Pricing control — ensure YOU can set charging prices
- Seasonal margin compression in winter (grid backup at €0.27/kWh)
- Grid connection upgrade costs for DC fast charging

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## Updated Recommendations

### Priority 1: Switch to awattar (immediate, free)
Saves ~€483/year with zero investment.

### Priority 2: Wall PV (30-50 kWp) — 10× scale
- Annual benefit: **€4,673/year** (self-consumption + awattar export)
- Payback: **8.8-13.7 years** depending on installation cost
- 25-year net profit: **€53,000-76,000**
- Turns household from net consumer (€2,580/yr cost) to net producer (€2,094/yr income)

### Priority 3: EV charger on B73 lot — talk to Smatrics
- Margin: €0.33-0.48/kWh (7.5× better than feed-in, 6× better than battery)
- Fast payback: 0.5-1.5 years
- Start with AC charger, expand to DC if utilization justifies it
- **This is where the real money is**

### Priority 4: Small battery (optional)
- 5-7 kWh for self-consumption only
- Payback: 10-15 years
- Lifestyle choice (energy autonomy) more than financial optimization
- **DO NOT oversize** — extra capacity has 40+ year payback

### Recommended phasing
1. **Now:** Switch to awattar (free)
2. **Phase 1:** Talk to Smatrics + wall PV 30 kWp (~€35,000)
3. **Phase 2:** AC charger on B73 lot (~€5,000)
4. **Phase 3:** Additional roof PV 5-10 kWp (~€7,000-13,000)
5. **Phase 4:** DC fast charger if AC utilization good (~€25,000-45,000)
6. **Optional:** 5 kWh battery for night autonomy (~€3,000)

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## Draft Emails (German)

### Email 1: Anfrage an Smatrics (EV-Ladeinfrastruktur)

> **Betreff:** Anfrage: PV-gekoppelte Ladeinfrastruktur an B73-Standort (Steiermark)
>
> Sehr geehrtes Smatrics-Team,
>
> ich wende mich an Sie mit einer konkreten Projektidee für eine öffentliche E-Ladeinfrastruktur, die ich gemeinsam mit Ihnen umsetzen möchte.
>
> **Ausgangslage:**
> Ich verfüge über ein Grundstück mit direkter Sicht- und Zufahrt von der B73 in der Steiermark, auf dem sich derzeit eine ungenutzte Parkfläche befindet. Parallel plane ich eine erhebliche PV-Erweiterung (30–50 kWp, davon ein Großteil vertikal an einer Südwand), die jährlich 30.000–50.000 kWh Überschuss produzieren wird — überwiegend zur Mittagszeit, wenn das Netz ohnehin übersättigt ist.
>
> Statt diesen Überschuss zu Spottpreisen ins Netz einzuspeisen, möchte ich ihn über öffentliche Ladesäulen an E-Autos vermarkten.
>
> **Meine Fragen an Sie:**
>
> 1. **Geschäftsmodelle:** Welche Kooperationsmodelle bieten Sie an? (Eigenbetrieb mit Ihrem Backend, Turnkey-Lösung mit Revenue Share, oder ein hybrides Modell?)
> 2. **PV-Kopplung:** Unterstützt Ihr System ein dynamisches Lastmanagement, das die Ladeleistung an die verfügbare PV-Produktion anpasst? Kann der Ladepreis solarabhängig variieren (z.B. günstiger bei Sonnenschein)?
> 3. **Hardware:** Welche Ladesäulen empfehlen Sie für diesen Standort? (AC 22 kW als Einstieg, DC-Schnelllader als Ausbau?)
> 4. **Netzanschluss:** Welche Anforderungen hat eine DC-Säule (50–150 kW) an den Netzanschluss? Ist ein Upgrade erforderlich?
> 5. **Genehmigungen:** Unterstützen Sie bei Gewerbeanmeldung, E-Control-Registrierung und Baueinreichung?
> 6. **Wartung & SLA:** Welche Reaktionszeiten garantieren Sie bei Störungen?
> 7. **Vertragsbedingungen:** Welche Mindestlaufzeiten und Exklusivitätsklauseln sind üblich?
> 8. **Preisgestaltung:** Kann ich die Ladepreise selbst festlegen?
>
> Gerne vereinbare ich einen Termin für ein persönliches Gespräch oder eine Begehung vor Ort.
>
> Mit freundlichen Grüßen,
> [Name]

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### Email 2: Vergleichsanfrage an KEBA / The Mobility House (PV-gekoppeltes Laden)

> **Betreff:** Anfrage: PV-gekoppelte Ladelösung mit dynamischem Lastmanagement (Steiermark)
>
> Sehr geehrte Damen und Herren,
>
> ich plane die Errichtung einer öffentlichen E-Ladeinfrastruktur an einem Standort mit hoher Sichtbarkeit (B73, Steiermark) in Kombination mit einer großzügigen PV-Anlage (30–50 kWp).
>
> Ein zentraler Punkt für mich ist die **Kopplung von PV-Produktion und Ladestration**: Überschussenergie soll bevorzugt ins E-Auto fließen, mit dynamischer Leistungsanpassung und vorzugsweise variablen Ladepreisen („Sonnentarif").
>
> **Konkret interessiere ich mich für:**
>
> 1. Geeignete Hardware (AC und DC) für PV-gekoppeltes Laden
> 2. Backend- und Abrechnungssysteme mit Roaming-Anbindung
> 3. Erfahrungen mit dynamischem Lastmanagement und „Solar-Laden" im öffentlichen Raum
> 4. Mögliche Förderungen (Ladeinfrastrukturförderung, Klimafonds)
> 5. Kostenrahmen für AC 22 kW und DC 50 kW als Vergleich
>
> Können Sie mir ein Angebot bzw. eine Produktempfehlung erstellen?
>
> Mit freundlichen Grüßen,
> [Name]

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### Email 3: Anfrage bei Energie Steiermark (Förderung / Netzanschluss)

> **Betreff:** Anfrage: Netzanschluss und Fördermöglichkeiten für PV-Anlage + Ladeinfrastruktur
>
> Sehr geehrte Damen und Herren,
>
> ich plane an meinem Standort im Versorgungsgebiet der Energie Steiermark zwei miteinander verbundene Projekte:
>
> 1. **PV-Erweiterung** um 30–50 kWp (davon ca. 30 kWp vertikal an einer Südwand)
> 2. **Öffentliche E-Ladeinfrastruktur** (AC und ggf. DC) auf einer angrenzenden Parkfläche
>
> **Hierzu habe ich folgende Fragen:**
>
> **Netzanschluss:**
> - Welche Anschlussleistung steht an meinem Standort aktuell zur Verfügung? (Kann ich die Adresse separat durchgeben.)
> - Ist für eine DC-Schnellladesäule (50–150 kW) ein Netzanschluss-Upgrade erforderlich?
> - Welche Kosten sind dafür zu erwarten?
>
> **Förderungen:**
> - Welche Förderprogramme gibt es aktuell für PV-Anlagen > 10 kWp?
> - Gibt es Förderungen für Ladeinfrastruktur im Versorgungsgebiet der Energie Steiermark?
> - Werden Speichersysteme (Batterie) gefördert?
>
> **Einspeisung:**
> - Welche Konditionen bieten Sie für die Einspeisung von Überschussenergie (optionaler Direktverbrauchstarif, awattar)?
> - Gibt es spezielle Tarife für Kombination aus PV + E-Laden?
>
> Ich würde mich über eine umfassende Auskunft freuen und stehe für ein Gespräch gerne zur Verfügung.
>
> Mit freundlichen Grüßen,
> [Name]

---

### Email 4: Alternative — Anfrage an awattar (Dynamische Tarife / Einspeisung)

> **Betreff:** Anfrage: Einspeisekonditionen und Großverbraucher-Tarif bei geplanter PV-Anlage (50 kWp)
>
> Sehr geehrtes awattar-Team,
>
> ich betreibe derzeit eine 5 kWp PV-Anlage und plane eine Erweiterung auf ca. 50 kWp. Ich beziehe bereits (bzw. plane den Wechsel) zu awattar.
>
> **Meine Fragen zur Einspeisung:**
>
> 1. Welchen Strompreis erhalte ich für die Einspeisung? (Börsenpreis abzüglich Aufschlag? Fixpreis?)
> 2. Wie wird der Einspeiseerlös abgerechnet? (Stündlich nach EXAA/EPEX?)
> 3. Gibt es eine monatliche oder jährliche Auszahlung?
> 4. Fallen bei der Einspeisung zusätzliche Netzentgelte an?
> 5. Kann ich optional ein Direktverbrauchsmodell wählen (höhere Vergütung für selbst verbrauchten Strom)?
>
> **Zusätzlich:**
> Ich plane den Betrieb von öffentlichen E-Ladesäulen an diesem Standort. Bieten Sie besondere Konditionen für Geschäftskunden mit hohem Bezug und eigener PV-Produktion?
>
> Mit freundlichen Grüßen,
> [Name]

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## Methodology & Assumptions

### Data source
- Smart meter cumulative totals from Home Assistant
- 45,709 import + 4,474 export data points, 87 days (Mar 30 – Jun 25, 2026)
- Hourly consumption profile derived from P90 import percentile (cloudy-day demand)
- PV production calibrated to 5,000 kWh/year (typical 5 kWp Austria, ~1,000 kWh/kWp)
- PV = 0 for nighttime hours (22:00-06:00)

### Price model (awattar)
- Import: `(spot + €0.015 margin + €0.150 grid/taxes) × 1.20 VAT`
- Export: `spot - €0.005 deduction`
- Seasonal spot averages: summer €0.07, shoulder €0.09, winter €0.12
- Hourly profiles from EPEX/EXAA patterns

### Battery simulation (corrected)
- Daily cycle: charge midday surplus (hours 9-18), discharge evening+night (hours 19-8)
- 96% round-trip efficiency (sqrt applied per direction)
- Nightly import: 6.33 kWh/day (hours 0-8, 20-23)
- Two-cycle strategy tested: PV charge → evening discharge + night grid charge → morning discharge

### Two-cycle analysis (Strategy 4)
- Key finding: 88% of import (5.58 kWh/day) happens during cheapest night hours (22-05)
- Evening peak (19-21) has only 0.13 kWh import — 50 kWp PV covers demand until ~19:00
- Grid fees (€0.165/kWh) identical at all hours → spot spread only €0.075/kWh (03:00 vs 19:00)
- Two-cycle net: €441/yr vs single-cycle €502/yr → **€62/year worse**

### PV expansion model
- 10× scaling of current hourly PV profile
- Self-consumption: all daytime demand covered (PV >> demand)
- Remaining import: nighttime only (6.3 kWh/day = 2,288 kWh/year)
- Export: 43,916 kWh/year, mostly midday (63% during hours 10-15)

### Limitations
- Winter data is synthetic (modeled from spring/summer patterns)
- Actual awattar spot prices vary — verify with historical data
- EV charger utilization depends on actual B73 traffic (unverified)
- Wall PV yield depends on exact orientation and shading
- Regulatory costs not fully modeled (permits, grid upgrades, Gewerbe)
- No PV degradation modeled (typically 0.5%/year)
- Battery costs assumed at ~€400-500/kWh (BYD LVS pricing)
- Investment estimates are rough (±20%)
- Grid fee (€0.165/kWh) is an estimate — actual varies by Netzbetreiber and consumption band

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