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Wissenschaftliches Mess- und Evaluierungsprogramm Solarstromspeicher 2.0

Jahresbericht 2018

SPEICHERMONITORING

Wissenschaftliches Mess- und Evaluierungsprogramm Solarstromspeicher 2.0

Impressum

Autoren

Jan Figgener

David Haberschusz

Kai-Philipp Kairies

Oliver Wessels

Benedikt Tepe

Dirk Uwe Sauer

© 2018

Institut für Stromrichtertechnik und Elektrische Antriebe

RWTH Aachen

Internet

http://www.speichermonitoring.de

Förderung

Der Jahresbericht zum Speichermonitoring entstand im Rah-

men des durch das Bundesministerium für Wirtschaft und

Energie (BMWi) geförderten Forschungsvorhabens „WMEP

(KfW 275)“, Förderkennzeichen 03ET6117.

Titelbild © ferkelraggae/fotolia.com

SPEICHERMONITORING

Inhaltsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis .......................................................................................................... 8

Tabellenverzeichnis ............................................................................................................. 11

Executive Summary ............................................................................................................. 12

1 Einleitung ....................................................................................................................... 15

1.1 Entwicklung der photovoltaischen Stromerzeugung in Deutschland ......................................................................... 15

1.2 Herausforderungen einer steigenden Verbreitung dezentraler PV-Anlagen .............................................................. 17

1.3 Dezentrale Solarstromspeicher zur Erhöhung des lokalen Eigenverbrauchs ............................................................ 19

2 Das KfW-Förderprogramm für Solarstromspeicher ................................................... 23

2.1 Rahmenbedingungen der Förderung ........................................................................................................................ 23

2.2 Förderungsvoraussetzungen ..................................................................................................................................... 24

2.3 Das Speichermonitoring ............................................................................................................................................ 25

2.3.1 Das Webportal des Speichermonitorings ........................................................................................................... 26

2.3.2 Datenschutz ....................................................................................................................................................... 26

3 Das Basis-Monitoring .................................................................................................... 29

3.1 Datenerhebung und Datenaufbereitung .................................................................................................................... 29

3.2 PV-Zubau in Deutschland ......................................................................................................................................... 30

3.2.1 Entwicklung des PV-Zubaus .............................................................................................................................. 30

3.2.2 Entwicklung der Neuinstallationen von PV-Anlagen bis 30 kWp ........................................................................ 31

3.2.3 Geografische Verteilung der PV-Anlagen bis 30 kWp ........................................................................................ 32

3.2.4 Zeitliche Entwicklung der installierten PV-Anlagengrößen ................................................................................. 33

3.2.5 Verteilung der PV-Anlagengrößen ..................................................................................................................... 34

3.3 Entwicklung des Solarstromspeicher-Zubaus in Deutschland ................................................................................... 36

3.3.1 Entwicklung der Anzahl an Solarstromspeichern ............................................................................................... 36

3.3.2 Entwicklung der kumulierten nutzbaren Batteriekapazitäten von Heimspeichern .............................................. 38

Inhaltsverzeichnis

3.3.3 Art der Speicherinstallation ................................................................................................................................ 39

3.3.4 Geografische Verteilung der Solarstromspeicher in Deutschland ...................................................................... 40

3.4 Systemdesign dezentraler Solarstromspeicher ......................................................................................................... 42

3.4.1 Batterietechnologien KfW-geförderter Solarstromspeicher ................................................................................ 42

3.4.2 Systemtopologien KfW-geförderter Solarstromspeicher .................................................................................... 43

3.4.3 Verteilung der nutzbaren Batteriekapazität von Solarstromspeichern ................................................................ 44

3.4.4 Zeitliche Entwicklung der Batteriekapazitäten von Heimspeichern .................................................................... 45

3.4.5 Nutzbare Batteriekapazität in Abhängigkeit von der PV-Nennleistung ............................................................... 46

3.4.6 Nutzbare Batteriekapazität in Abhängigkeit vom Stromverbrauch vor Speicherkauf.......................................... 48

3.5 Marktanteile und Preise ............................................................................................................................................. 50

3.5.1 Marktanteile der Hersteller von geförderten PV-Speichern ................................................................................ 50

3.5.2 Endkundenpreise KfW-geförderter Speichersysteme ........................................................................................ 52

3.5.3 Entwicklung der durchschnittlichen Investitionssumme für Heimspeicher .......................................................... 54

3.6 Kaufmotivation, wirtschaftliche Erwartungen und Betriebserfahrungen..................................................................... 55

3.6.1 Motive für den Kauf eines PV-Speichers ............................................................................................................ 55

3.6.2 Wirtschaftliche Erwartungen an den Heimspeicherbetrieb ................................................................................. 56

3.6.3 Betriebserfahrungen mit Heimspeichern ............................................................................................................ 57

4 Das Standard-Monitoring .............................................................................................. 59

4.1 Datenerhebung und Datenaufbereitung .................................................................................................................... 59

4.2 PV-Erzeugung und Stromverbrauch ......................................................................................................................... 60

4.2.1 PV-Erzeugung .................................................................................................................................................... 60

4.2.2 Stromverbrauch.................................................................................................................................................. 60

4.3 Eigenverbrauch und Autarkie .................................................................................................................................... 63

Inhaltsverzeichnis

4.3.1 Differenzierung von Eigenverbrauchsquote und Autarkiegrad ........................................................................... 63

4.3.2 Eigenverbrauchsquote ....................................................................................................................................... 64

4.3.3 Autarkiegrad ....................................................................................................................................................... 66

4.3.4 Einfluss des Systemdesigns auf Eigenverbrauch und Autarkie ......................................................................... 68

4.4 Direkte Effekte des Eigenverbrauchs auf Steuern, Umlagen und Abgaben .............................................................. 70

5 Das Intensiv-Monitoring ................................................................................................ 79

5.1 Vorstellung der vermessenen Speichersysteme ....................................................................................................... 79

5.2 Definition der Messstellen ......................................................................................................................................... 81

5.2.1 AC-gekoppelte Speichersysteme ....................................................................................................................... 81

5.2.2 DC-gekoppelte Speichersysteme ....................................................................................................................... 82

5.2.3 Validierung des Messsystems und Qualität der Speicherinstallationen ............................................................. 82

5.3 Energetische Effizienz und Belastungshäufigkeiten der Batterien ............................................................................ 83

5.3.1 Energetische Effizienzen der Batterien .............................................................................................................. 83

5.3.2 Belastungshäufigkeiten der Batterien ................................................................................................................. 84

5.4 Saisonales Verhalten von Heimspeichern ................................................................................................................. 85

5.4.1 PV-Erzeugung .................................................................................................................................................... 85

5.4.2 Batterieleistung .................................................................................................................................................. 86

5.4.3 Batteriespannung ............................................................................................................................................... 87

5.5 Begrenzung der Einspeiseleistung von PV-Anlagen ................................................................................................. 88

5.5.1 Hintergrund ........................................................................................................................................................ 88

5.5.2 Prognosebasierte PV-Speicher vs. Speichersysteme ohne Prognose ............................................................... 90

5.5.3 Kombination der Betriebsstrategien ................................................................................................................... 92

5.5.4 Quantitativer Einfluss von PV-Speichern auf den Netzaustausch ...................................................................... 93

Inhaltsverzeichnis

5.6 Alterung von Heimspeichern ..................................................................................................................................... 94

5.6.1 Hintergrund und Problematik ............................................................................................................................. 94

5.6.2 Vereinheitlichung der Kapazitätsbegriffe ............................................................................................................ 96

5.6.3 Durchführung der Kapazitätstests ...................................................................................................................... 98

5.6.4 Auswertung der Kapazitätstests ....................................................................................................................... 100

5.6.5 Einfluss von Alter und Zyklenzahl auf die Batteriealterung .............................................................................. 102

5.6.6 Analyse der Kapazitäten aus dem Alltagsbetrieb der Speichersysteme .......................................................... 104

5.7 Übersicht der Auswertungen des Intensiv-Monitorings aus den Vorjahren ............................................................. 105

5.7.1 Jahresbericht 2017 ........................................................................................................................................... 105

5.7.2 Jahresbericht 2016 ........................................................................................................................................... 105

5.7.3 Jahresbericht 2015 ........................................................................................................................................... 106

6 Ausblick ........................................................................................................................ 109

Literaturverzeichnis ........................................................................................................... 110

Anhang A – PV- und Speicherzubau ................................................................................ 116

Anhang B – Marktanteile ................................................................................................... 117

Anhang C – Steuern und Umlagen ................................................................................... 118

Anhang D – PV-Speicher des Intensiv-Monitorings ........................................................ 120

Abbildungsverzeichnis


Abbildung 1.1: Entwicklung der installierten PV-Leistung in Deutschland ............................................................................... 15

Abbildung 1.2: Entwicklung der Endkundenpreise von PV-Anlagen ........................................................................................ 16

Abbildung 1.3: Leistungsbedingte Spannung in Niederspannungsnetzen (Qualitative Darstellung). ...................................... 17

Abbildung 1.4: Umkehr des Lastflusses bei hohen lokalen Einspeiseleistungen in Niederspannungsnetzen. ........................ 19

Abbildung 1.5: Reduzierung der maximalen Einspeiseleistung durch PV-Speicher. ............................................................... 20

Abbildung 1.6: Entwicklung der Einspeisevergütung (PV-Anlagen bis zu 10 kWp) und des mittleren Strompreises ............... 21

Abbildung 2.1: Übersicht der Datenquellen im Speichermonitoring. ........................................................................................ 25

Abbildung 3.1: Entwicklung der installierten PV-Leistung in Deutschland ............................................................................... 30

Abbildung 3.2: Entwicklung des PV-Zubaus bis 30 kWp. Eigene Darstellung der Meldedaten der Bundesnetzagentur ......... 31

Abbildung 3.3: Zubau der PV-Anlagen bis 30 kWp nach Bundesländern. ............................................................................... 32

Abbildung 3.4: Entwicklung der durchschnittlichen PV-Nennleistungen bis 30 kWp ............................................................... 33

Abbildung 3.5: Verteilung der PV-Nennleistungen der beim Speichermonitoring registrierten PV-Anlagen. ........................... 34

Abbildung 3.6: Halbjährlicher Zubau an PV-Speichern in Deutschland von Mai 2013 bis Ende 2017. .................................... 37

Abbildung 3.7: Kumulierte Anzahl der Installationen von PV-Speichern in Deutschland von Mai 2013 bis Ende 2017. .......... 37

Abbildung 3.8: Entwicklung der kumulierten nutzbaren Batteriekapazität von PV-Speichern in Deutschland. ........................ 38

Abbildung 3.9: Installationsart der Speichersysteme ............................................................................................................... 39

Abbildung 3.10: Geografische Verteilung der Solarstromspeicher in Deutschland .................................................................. 41

Abbildung 3.11: Zubau der Solarstromspeicher aufgeteilt nach Bundesländern und Jahren .................................................. 41

Abbildung 3.12: Batterietechnologien KfW-geförderter PV-Speicher aufgeteilt in Lithium und Blei. ........................................ 42

Abbildung 3.13: Systemtopologien KfW-geförderter PV-Speicher. .......................................................................................... 43

Abbildung 3.14: Dichtefunktionen der nutzbaren Batteriekapazität registrierter Lithium-Ionen-Solarstromspeicher. ............... 44

Abbildung 3.15: Entwicklung der durchschnittlichen Kapazitäten von Lithium-Ionen-Solarstromspeichern. ............................ 45

Abbildung 3.16: Durchschnittlich nutzbare Batteriekapazität der registrierten Lithium-Ionen-Speichersysteme ...................... 47

Abbildung 3.17: Verhältnis der nutzbaren Batteriekapazität von Lithium-Ionen-Speichersystemen zur PV-Nennleistung. ..... 47

Abbildung 3.18: Durchschnittlich nutzbare Batteriekapazität der registrierten PV-Speicher .................................................... 49

Abbildung 3.19: Verhältnis von nutzbarer Batteriekapazität zum jährlichen Stromverbrauch .................................................. 49

Abbildung 3.20: Übersicht der 12 Hersteller mit den meisten registrierten KfW-geförderten PV-Speichern. ........................... 51

Abbildung 3.21: Marktanteile nach KfW-Förderung der 10 Hersteller mit den meisten registrierten PV-Speichern ................ 51

Abbildung 3.22: Durchschnittliche normierte Endkundensystempreise von Lithium-Ionen-Solarstromspeichern .................... 53

Abbildung 3.23: Durchschnittliche normierte Endkundensystempreise von Lithium-Ionen-Solarstromspeichern .................... 53

Abbildung 3.24: Durchschnittliche Ausgaben pro Speichersystem inklusive Mehrwertsteuer (Lithium-Ionen und Blei). ......... 54

Abbildung 3.25: Motivationsgründe der Käufer KfW-geförderter Solarstromspeicher. ............................................................. 55

Abbildung 3.26: Wirtschaftliche Erwartungen der Käufer KfW-geförderter Solarstromspeicher. ............................................. 56

Abbildung 3.27: Erfahrungen der Käufer KfW-geförderter Solarstromspeicher mit Kauf, Installation und Betrieb. .................. 57

Abbildung 4.1: Arithmetische Mittel der normierten monatlichen PV-Erzeugung pro kWp ...................................................... 61


Abbildung 4.2: Arithmetische Mittel der monatlichen Stromverbräuche von Haushalten und Gewerben ................................ 61

Abbildung 4.3: Verteilung der normierten jährlichen PV-Erzeugung pro kWp ......................................................................... 62

Abbildung 4.4: Verteilung der jährlichen Stromverbräuche von Haushalten und Gewerben mit PV-Speicher. ........................ 62

Abbildung 4.5: Qualitative Darstellung der Verläufe von Eigenverbrauchsquote und Autarkiegrad. ....................................... 63

Abbildung 4.6: Arithmetische Mittel der monatlichen Eigenverbrauchsquote von Haushalten und Gewerben ........................ 65

Abbildung 4.7: Jährliche Eigenverbrauchsquoten von Haushalten und Gewerben mit PV-Speicher....................................... 65

Abbildung 4.8: Arithmetische Mittel der monatlichen Autarkiegrade von Haushalten und Gewerben mit PV-Speicher ........... 67

Abbildung 4.9: Jährliche Autarkiegrade von Haushalten und kleinen Gewerben mit PV-Speicher .......................................... 67

Abbildung 4.10: Mittlere Eigenverbrauchsquoten der ausgewerteten Haushalte und Gewerbe .............................................. 69

Abbildung 4.11: Mittlere Autarkiegrade der ausgewerteten Haushalte und Gewerbe.............................................................. 69

Abbildung 4.12: Entwicklung der Einspeisevergütung (PV-Anlagen bis zu 10 kWp) ............................................................... 70

Abbildung 4.13: Vereinfachte Übersicht zur Wahl der Besteuerung. ....................................................................................... 73

Abbildung 4.14: Direkte Effekte des Eigenverbrauchs von PV-Anlagen mit Speicher auf Steuern und Umlagen. .................. 75

Abbildung 4.15: Direkte Effekte des Eigenverbrauchs von PV-Anlagen mit Speicher auf Steuern und Umlagen. .................. 75

Abbildung 4.16: Summe der direkten Effekte des Eigenverbrauchs auf Steuern und Umlagen .............................................. 76

Abbildung 4.17: Entwicklung des durchschnittlichen Tilgungszuschusses der KfW-Förderung pro Speichersystem. ............. 77

Abbildung 5.1: Senec.IES Home G2+ Quelle: www.solarinvert.de. ......................................................................................... 80

Abbildung 5.2: SMA Sunny Boy Smart Energy Quelle: www.sma.de. ..................................................................................... 80

Abbildung 5.3: E3DC S10 Quelle: www.e3dc.de. .................................................................................................................... 80

Abbildung 5.4: Sonnenbatterie Eco Quelle: sbc-koblenz.sonnenbatterie.de. .......................................................................... 80

Abbildung 5.5: Schematischer Aufbau eines hochauflösenden Messsystems für ein AC-gekoppeltes PV-Speichersystem. .. 81

Abbildung 5.6: Schematischer Aufbau eines hochauflösenden Messsystems für ein DC-gekoppeltes PV-Speichersystem. . 82

Abbildung 5.7: Effizienz der Batterien für 2016 und 2017 absteigend sortiert. ........................................................................ 83

Abbildung 5.8: Belastungshäufigkeiten der vermessenen PV-Speichersysteme für zwei Jahre von 2016 bis 2017. .............. 84

Abbildung 5.9: Arithmetische Mittel der gemessenen saisonalen PV-Erzeugung für eine exemplarische PV-Anlage ............ 85

Abbildung 5.10: Arithmetische Mittel der gemessenen saisonalen Batterieleistung für das Jahr 2017 ................................... 86

Abbildung 5.11: Arithmetische Mittel der gemessenen saisonalen Batteriespannung für das Jahr 2017 ................................ 87

Abbildung 5.12: Qualitative Darstellung der Reduzierung der Einspeiseleistung. ................................................................... 89

Abbildung 5.13: Qualitative Übersicht zur Begrenzung der Einspeiseleistung. ....................................................................... 89

Abbildung 5.14: Nicht-prognosebasierter Betrieb: Abregelung der PV-Anlage ........................................................................ 91

Abbildung 5.15: Prognosebasierter Betrieb: Reduzierung der Einspeiseleistung durch Batterieladung. ................................. 91

Abbildung 5.16: Kombinierter Betrieb: Reduzierung der Einspeiseleistung ............................................................................. 92

Abbildung 5.17: Begrenzung der Netzaustauschleistung ........................................................................................................ 93

Abbildung 5.18: Qualitative Abgrenzung der verschiedenen Kapazitätsbezeichnungen. ........................................................ 97

Abbildung 5.19: Qualitative Darstellung der Garantie und Gewährleistungspflichten. ............................................................. 97

Abbildung 5.20: Schematische Darstellung der im Feld durchgeführten Kapazitätstests. ....................................................... 99

Abbildung 5.21: Verlauf eines Kapazitätstests mit Ladung und vollständiger Entladung. ........................................................ 99


Abbildung 5.22: Vergleich der gemessenen nutzbaren Batteriekapazitäten (DC) ................................................................. 101

Abbildung 5.23: Vergleich der gemessenen Ausgangskapazitäten (AC) ............................................................................... 101

Abbildung 5.24: Vergleich der gemessenen nutzbaren Batteriekapazitäten (DC) ................................................................. 103

Abbildung 5.25: Vergleich der gemessenen nutzbaren Batteriekapazitäten (DC). ................................................................ 103

Abbildung 5.26: Algorithmische Bestimmung der nutzbaren Batteriekapazität (DC) aus den Betriebsdaten ........................ 104

Abbildung 6.1: Flussdiagramm zu den Besteuerungsarten von PV-Anlagen und Solarstromspeichern. ............................... 118

Abbildung 6.2: Flussdiagramm der Methodik zur Berechnung der Steuern und Umlagen. ................................................... 119

Tabellenverzeichnis

Tabellenverzeichnis

Tabelle 2.1: Fördersätze der förderfähigen Kosten im KfW-Programm 275. ........................................................................... 23

Tabelle 4.1: Verhältnis von PV-Erzeugung zu Stromverbrauch. .............................................................................................. 68

Tabelle 4.2: Annahmen zur Abschätzung der direkten Effekte von PV-Anlagen mit Speichern auf Steuern und Umlagen. .... 72

Tabelle 5.1: Technische Eigenschaften der ausgewählten Solarstromspeicher. ..................................................................... 79

Tabelle 5.2: Übersicht einer Auswahl der in der Branche verwendeten Kapazitätsbegriffe. .................................................... 95

Tabelle 6.1: Zubau kleiner PV-Anlagen bis 30 kWp und Solarstromspeicher in Deutschland für das Jahr 2017. ................. 116

Tabelle 6.2: Marktanteile nach KfW-Förderung in 2017. ....................................................................................................... 117

Tabelle 6.3: Technische Eigenschaften der vermessenen Solarstromspeicher (Stromverbräuche aus 2017). ..................... 120

Executive Summary

12 Executive Summary

Executive Summary

Das KfW-Förderprogramm für Solarstromspeicher

Das KfW-Förderprogramm Erneuerbare Energien „Speicher“

fördert stationäre Batteriespeicher für die Speicherung von

Solarstrom aus Photovoltaikanlagen (PV-Anlagen). Die För-

derung erfolgt durch zinsgünstige Kredite der KfW-Bank so-

wie durch Tilgungszuschüsse von derzeit 10 % der förderfä-

higen Investitionskosten durch das Bundesministerium für

Wirtschaft und Energie (BMWi).

Um eine nachhaltig positive Entwicklung der Technologie zu

erwirken, sind nur solche Speichersysteme förderfähig, die

eine Reihe von technischen Anforderungen erfüllen. Hierzu

zählen unter anderem eine netzdienliche Reduzierung der

maximalen Einspeiseleistung der PV-Anlage auf 50 % der in-

stallierten PV-Nennleistung, eine zehnjährige Zeitwertersatz-

garantie des Batteriespeichers sowie die Offenlegung der re-

levanten Kommunikationsschnittstellen zur zukünftigen In-

tegration bidirektionaler Netzdienstleistungen. [Kapitel 2]

Das Speichermonitoring

Das Institut für Stromrichtertechnik und Elektrische Antriebe

(ISEA) der RWTH Aachen führt gefördert durch das BMWi die

wissenschaftliche Evaluierung des Speicherförderprogramms

durch. Im Fokus der Forschungsaktivitäten stehen:

Die Markt- und Technologieentwicklung von Solarstrom-

speichern [Kapitel 3],

die Abschätzung der durch einen vermehrten solaren Ei-

genverbrauch verursachten direkten Effekte auf Steuern,

Umlagen und Abgaben [Kapitel 4] und

die Quantifizierung technischer Charakteristika wie die er-

reichten Effizienzen, die Belastungshäufigkeiten oder die

Kapazitätsverluste von Speichersystemen. [Kapitel 5]

Umfang der dezentralen Solarstromspeicher in

Deutschland

In Deutschland wurde im Jahr 2017 etwa jede zweite PV-An-

lage unter 30 kWp zusammen mit einem Batteriespeicher in-

stalliert. Ende 2017 waren rund 85.000 dezentrale Solar-

stromspeicher mit einer kumulierten nutzbaren Batteriekapa-

zität von etwa 600 MWh an die deutschen Niederspannungs-

netze angeschlossen. Die anspruchsvollen technischen Rah-

menbedingungen der KfW-Förderung haben dabei einen

messbar positiven Einfluss auf die gesamte Marktentwicklung

entfaltet. Insgesamt hat das Förderprogramm seine Aufgabe

als Marktanreizprogramm erfüllt: Während zu Beginn noch

mehr als jedes zweite Speichersystem eine Förderung in An-

spruch nahm, steht der Markt heute auf eigenen Beinen. Le-

diglich jeder fünfte neue Heimspeicher wurde in 2017 noch

durch die KfW-Bank gefördert. [Kapitel 3.3]

Entwicklung der Endkundenpreise von

Solarstromspeichern

Die Endkundenpreise von Solarstromspeichern sinken ra-

sant. Lithium-Ionen-Speichersystempreise sind seit Mitte

2013 um über 50 % gefallen. Die durchschnittlichen Endver-

braucherpreise lagen Ende 2017 bei rund 1.300 €/kWh (inklu-

sive Leistungselektronik und Mehrwertsteuer). Größere Bat-

teriespeichersysteme waren sogar bereits für weniger als

800 €/kWh erhältlich. Die zukünftige Entwicklung der Spei-

chersystempreise wird maßgeblich durch die steigende Be-

deutung der Elektromobilität beeinflusst: Einerseits ergeben

sich durch die weltweit steigenden Produktionskapazitäten

Potenziale für weitere Preissenkungen in Folge von Skalen-

effekten. Andererseits können durch die hohe Nachfrage im

Automobilmarkt Lieferengpässe und Zellknappheit entstehen,

die insbesondere kleinere Speichersystemhersteller vor Her-

ausforderungen stellen könnten.

Executive Summary

Executive Summary 13

Der durchschnittliche Kaufpreis von Heimspeichern liegt seit

2013 nahezu konstant bei rund 10.000 €. Sinkende Speicher-

preise führten dabei sukzessiv zu größeren Batteriekapazitä-

ten. [Kapitel 3.5]

Verwendete Batterietechnologien

Der Marktanteil von Heimspeichern mit Lithium-Ionen-Batte-

rien ist unter anderem aufgrund der rasant fallenden Preise

seit 2013 kontinuierlich gestiegen und liegt derzeit innerhalb

der KfW-Förderung bei rund 99 %. Speichersysteme mit Blei-

Säure-Batterien, die noch bis Mitte 2014 relevante Marktan-

teile innehatten, sind heute nahezu vollständig aus dem Markt

gedrängt. Alternative Speichertechnologien, wie Redox-Flow-

oder Hochtemperaturbatterien, spielen im kommerziellen

Heimspeichermarkt derzeit keine nennenswerte Rolle. Die

nutzbare Batteriekapazität von Lithium-Ionen-Speichersyste-

men lag Ende 2017 durchschnittlich bei etwa 8 kWh.

[Kapitel 3.4]

Motivation zur Investition in Solarstromspeicher

Der Großteil der heutigen Betreiber von dezentralen Solar-

stromspeichern möchte mit seiner Investition einen eigenen

Beitrag zum Gelingen der Energiewende leisten und sich da-

bei langfristig gegen steigende Strompreise absichern. Dane-

ben steht für viele Speicherbetreiber auch ein generelles In-

teresse an der Technologie im Vordergrund. Die persönliche

Erwartung an einen wirtschaftlich profitablen Heimspeicher-

betrieb ist seit 2013 von etwa 40 % auf 55 % der befragten

Betreiber angestiegen. [Kapitel 3.6]

Direkte Effekte des Eigenverbrauchs auf Steuern,

Umlagen und Abgaben

Dezentrale Speichersysteme erhöhen durch ihren Betrieb die

Menge des lokal verbrauchten Solarstroms. In der Folge wird

durchschnittlich nur noch etwa 50 % der lokal erzeugten PV-

Energie in das öffentliche Netz eingespeist. Gleichzeitig wird

aufgrund der erhöhten Autarkie nur noch etwa 40 % des

Stromverbrauchs aus dem öffentlichen Netz bezogen. Da

selbstverbrauchter PV-Strom nicht vergütet werden muss,

wird das EEG-Konto durch geringere Einspeisungen grund-

sätzlich entlastet. Gleichzeitig zahlen Heimspeicherbetreiber

durch ihren geringeren Netzbezug jedoch auch weniger Steu-

ern und Umlagen. Unter Berücksichtigung aller Steuern, Um-

lagen und Abgaben ist die Gesamtbilanz der Einnahmen und

Ausgaben für alle im Jahr 2017 betriebenen PV-Anlagen mit

Speicher etwa ausgeglichen. [Kapitel 4.4]

Reduzierung der maximalen Einspeiseleistung von

PV-Anlagen

Hochauflösende Messungen im Labor sowie an 20 privat be-

triebenen Speichersystemen erlauben umfangreiche Analy-

sen der Netzrückwirkungen dezentraler Batteriespeicher. Es

zeigt sich, dass verschiedene Ansätze zur Einspeisebegren-

zung der PV-Erzeugung existieren. Prognosebasierte Be-

triebsstrategien nutzen dabei sowohl dem Stromnetz als auch

den Betreibern. Durch den Einsatz von Prognosen erfolgt die

Begrenzung der Einspeiseleistung durch die gezielte Ladung

der Batterien in der Mittagszeit. Dadurch können Abrege-

lungsverluste minimiert und die Lebensdauer von Lithium-Io-

nen-Batterien verlängert werden. [Kapitel 5.5]

Alterung und Kapazitätsverlust der Batteriespeicher

Kapazitätstests an privat betriebenen Heimspeichern zeigen,

dass es bei den meisten untersuchten Speichersystemen

keine grundsätzlichen Alterungsprobleme gibt. Uneinheitliche

Definitionen des Kapazitätsbegriffs in der Branche sind je-

doch als problematisch anzusehen. Betreibern wird es

dadurch erschwert, informierte Kaufentscheidungen zu tref-

fen oder berechtigte Garantieansprüche geltend zu machen.

In Zusammenarbeit mit Herstellern, Verbänden und For-

schungsinstituten arbeitet das ISEA an einer Vereinheitli-

chung der Definitionen sowie an einer Lösung zur schnellen

und wissenschaftlich fundierten Beurteilung von möglichen

Garantiefällen. [Kapitel 5.6]

1 Einleitung

1.1 Entwicklung der photovoltaischen Stromerzeugung in Deutschland

Einleitung 15

1 Einleitung

Die deutsche Bundesregierung hat sich in Einklang mit den

Verhandlungsergebnissen der UN-Klimakonferenzen dazu

verpflichtet, die Menge des jährlichen Ausstoßes von klima-

schädlichen Gasen, insbesondere Kohlenstoffdioxid, erheb-

lich zu reduzieren. Um die Emissionen im Elektrizitätssektor

nachhaltig zu senken, wurde unter anderem festgelegt, den

Anteil an erneuerbaren Energien bis zum Jahr 2050 auf min-

destens 80 % der Bruttostromerzeugung anzuheben [1]. Ne-

ben großen Windfarmen und Solarparks spielen dabei zuneh-

mend auch dezentrale Erzeugungseinheiten und Speicher

eine tragende Rolle. In diesem Kapitel werden die Hinter-

gründe und Herausforderungen einer zunehmend dezentra-

len Energieversorgung dargestellt und mögliche Beiträge von

Heimspeichern zur verbesserten Netzintegration von erneu-

erbaren Energien diskutiert.

1.1 Entwicklung der photovoltaischen

Stromerzeugung in Deutschland

Elektrischer Strom aus Photovoltaik-Anlagen gewinnt in

Deutschland seit den 1990er Jahren kontinuierlich an Bedeu-

tung. So konnten im Jahr 2017 mit geschätzt 39,9 TWh er-

zeugtem PV-Strom ca. 6,6 % des gesamten deutschen

Brutto-Stromverbrauchs gedeckt werden [2]. Ende des Jah-

res 2017 waren in Deutschland rund 1,64 Millionen PV-Anla-

gen [3] mit einer kumulierten Nennleistung von ca. 42,4 GW

installiert (siehe Abbildung 1.1) [2]. Mit dieser installierten Er-

zeugungsleistung wird die Photovoltaik in Deutschland nur

von der Windenergie übertroffen [2].

Im Zuge der Energiewende werden PV-Anlagen auch zukünf-

tig einen wachsenden Beitrag zur Energieversorgung

Deutschlands liefern. Im Jahr 2017 wurde insgesamt ein PV-

Zubau von etwa 1,7 GW verzeichnet [2]. Damit liegt der aktu-

Bild auf S. 14 © ayutaroupapa/fotolia.com

Abbildung 1.1: Entwicklung der installierten PV-Leistung in Deutschland. Eigene Darstellung der Daten der Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik [2].

1 Einleitung

1.1 Entwicklung der photovoltaischen Stromerzeugung in Deutschland

16 Einleitung

elle Zubau von PV-Leistung unterhalb der im EEG festgeleg-

ten Planungsgröße von 2,5 GW pro Jahr [4]. Nach der Mittel-

fristprognose zur deutschlandweiten Stromerzeugung wird

die PV-Leistung 2020 im Bereich von 49 GW liegen [5]. Die

Forschungs- und Entwicklungsaktivitäten in den Bereichen

der photovoltaischen Stromerzeugung erlauben eine weitere

Ausschöpfung der Technologiepotenziale. So erreicht der no-

minelle Wirkungsgrad bei waferbasierten PV-Technologien

aktuell Spitzenwerte von über 20 % auf Modulebene, wäh-

rend bei Dünnschicht-Modulen bis zu 13 % der eingestrahlten

Sonnenenergie in elektrischen Strom umgewandelt wird [6].

Auch die zu erwartende Lebensdauer von PV-Modulen steigt

seit Jahren stetig an, sodass viele Anbieter heutzutage einen

Leistungserhalt von 90 % der Modulnennleistung über

10 Jahre und 80 % über weitere 15 Jahre garantieren. So

ergibt sich insgesamt ein Garantiezeitraum für die Leistung

von über 25 Jahren [7–9]. Dies hat auch positive Auswirkun-

gen auf die ökologische Nachhaltigkeit von PV-Anlagen. Die

Energierücklaufzeit einer durchschnittlichen modernen deut-

schen PV-Anlage beträgt aktuell etwa 2 Jahre. Eine derart

produzierte Solaranlage erzeugt somit über den Zeitraum ih-

rer gesamten Lebensdauer mindestens das Zehnfache der

Energiemenge, die zu ihrer Herstellung aufgewendet wurde

[6]. Strom aus Photovoltaikanlagen trägt in Deutschland sig-

nifikant zur Reduzierung der gesamtwirtschaftlichen CO2-

Emissionen bei: Laut dem Bundesministerium für Wirtschaft

und Energie konnten im Jahr 2017 ca. 24,5 Mio. Tonnen CO2-

äquivalente Treibhausgase eingespart werden [2].

Neben den Effizienzverbesserungen und längeren Lebens-

dauern von PV-Anlagen haben insbesondere Skaleneffekte

innerhalb der Produktion von Solarmodulen und Wechselrich-

tern in den letzten Jahren zu signifikanten Preisdegressionen

geführt. Ende 2017 lagen diese bei etwa 1.150 €/kWp für PV-

Aufdachanlagen mit Leistungen von mehr als 10 kWp [6].

Abbildung 1.2: Entwicklung der Endkundenpreise von PV-Anlagen zwischen 10 kWp und 100 kWp in Anlehnung an [6].

1 Einleitung

1.2 Herausforderungen einer steigenden Verbreitung dezentraler PV-Anlagen

Einleitung 17

Den nach wie vor hohen Stellenwert der PV-Technologie in

der Gesellschaft zeigt auch die andauernde Forschungsför-

derung der Bundesregierung: Im Jahr 2017 wurden For-

schungsprojekte im Bereich der Photovoltaik mit einer Förder-

summe von rund 85 Millionen Euro angestoßen [10]. Dabei

stehen neben den technischen Weiterentwicklungen von PV-

Anlagen insbesondere die Potenziale intelligenter Strom-

netze (Smart Grids) im Vordergrund. Diese Untersuchungen

thematisieren unter anderem auch die Bedeutung und Ein-

satzmöglichkeiten dezentraler Solarstromspeicher innerhalb

der Netze.

Die dezentrale Stromerzeugung durch PV-Anlagen kann zu

einer effizienteren Stromversorgung führen, bei der lokale

Verbräuche direkt von lokal eingespeistem Solarstrom ge-

deckt werden und die Netzverluste der zentralisierten Strom-

erzeugung vermieden werden [11]. Die Effizienz ist dabei

umso größer, je genauer die erzeugte und verbrauchte Leis-

tung innerhalb eines Netzgebietes zusammenpassen. Gleich-

zeitig ergeben sich durch die vermehrte dezentrale Einspei-

sung von PV-Strom insbesondere für die Verteilnetze des

Elektrizitätssystems neue Herausforderungen. Diese werden

im folgenden Abschnitt zusammengefasst.

1.2 Herausforderungen einer steigenden

Verbreitung dezentraler PV-Anlagen

PV-Anlagen in Deutschland befinden sich überwiegend im

Besitz von Privatpersonen und Landwirten. Insgesamt wird

ca. 80 % der deutschen PV-Leistung in Niederspannungs-

netze eingespeist [12]. Dies entspricht ca. 98 % aller an das

Stromnetz angeschlossenen PV-Anlagen in Deutschland [6].

Einige Niederspannungsnetze sind jedoch den Herausforde-

rungen nicht gewachsen, die durch eine vermehrte dezentrale

Stromerzeugung mit PV-Anlagen entstehen. Zu Zeiten hoher

Sonneneinstrahlung und niedrigem Strombedarf können in

Gebieten mit vielen angeschlossenen Solaranlagen einige

Abschnitte der Netzinfrastruktur überlastet werden [13, 14].

Niederspannungsnetze stellen nach der Höchst-, Hoch- und

Mittelspannungsebene die unterste Spannungsebene der

Versorgung mit elektrischer Energie dar. Sie wurden vor al-

lem für die Verteilung von zentral erzeugtem Strom an private

Endverbraucher ausgelegt und verbinden Gebiete von weni-

gen Kilometern Umkreis miteinander [15].

Abbildung 1.3: Leistungsbedingte Spannung in Niederspannungsnetzen (Qualitative Darstellung).

Länge des Kabels230V

+3%

-3%

U

1 Einleitung

1.2 Herausforderungen einer steigenden Verbreitung dezentraler PV-Anlagen

18 Einleitung

Um die Stabilität des Stromnetzes dauerhaft aufrechtzuerhal-

ten, wurden vom Gesetzgeber Grenzen festgelegt, innerhalb

derer ein sicherer Betrieb gewährleistet werden kann. In der

Europäischen Norm IEC 60038 wurde dazu eine maximal er-

laubte Schwankung der Netzspannung von +/-10 % definiert

(zehn Minuten Mittelwerte) [16]. Die VDE-AR-N 4105 konkre-

tisiert hierzu, dass die durch dezentrale Einspeisung in der

Niederspannungsebene hervorgerufene Spannungserhö-

hung nicht mehr als 3 % der Netzspannung ohne dezentrale

Einspeisung betragen darf [17]. Aufgabe der Netzbetreiber ist

es, ihre Stromnetze so zu dimensionieren, dass die Netz-

spannung zu keiner Zeit dauerhaft durch zu hohe Lasten zu

stark absinkt oder durch zu hohe Einspeisung auf dieser

Spannungsebene über den erlaubten Grenzwert ansteigt.

Im Fall von klassischen Haushaltslasten ergibt sich dabei in

der Regel eine gleichmäßige Verteilung der elektrischen Las-

ten auf den gesamten Netzbereich sowie eine weitgehend

zeitliche Entkopplung der einzelnen Lasten. Deswegen treten

Spitzenverbräuche, welche die Spannungsqualität ernsthaft

beeinträchtigen könnten, nur äußerst selten auf. Bei der ver-

mehrten Einspeisung erneuerbarer Energien durch dezen-

trale Erzeugungsanlagen, insbesondere PV-Anlagen, ist

diese systeminhärente statistische Glättung der Netzbelas-

tung jedoch nicht weiterhin verlässlich annehmbar, da PV-Er-

zeugung lokal mit hoher Gleichzeitigkeit auftritt.

Insbesondere in ländlichen und vorstädtischen Gegenden mit

wenig vermaschten Netzen und tendenziell langen

Strangausläufern bei gleichzeitig hohen verfügbaren Dachflä-

chenpotenzialen kann diese Einspeiseleistung die Spannung

innerhalb des betroffenen Netzstranges anheben und dazu

führen, dass vorgegebene Grenzwerte überschritten werden

(siehe Abbildung 1.3). Netzbetreiber sind in diesem Fall dazu

angehalten, geeignete Maßnahmen zur Netzertüchtigung zu

treffen, sofern es sich nicht als wirtschaftlich unzumutbar er-

weist (§ 12 Abs. 3 EEG [4]) und auf einen weiteren Zubau de-

zentraler Erzeuger verzichtet werden muss [18]. Neben einer

unzulässigen Erhöhung der Versorgungsspannung können

insbesondere punktuelle thermische Belastungen der elektri-

schen Betriebsmittel des Niederspannungsnetzes ein Prob-

lem darstellen. Durch eine unzulässige Erhöhung des Stroms

aufgrund von hohen lokalen Einspeiseleistungen können Be-

triebsmittel wie Erdkabel und Ortsnetztransformatoren deut-

lich schneller altern oder beschädigt werden. Gerade in der

Nähe von Ortsnetzstationen tritt dieser Effekt verstärkt auf, da

dort die elektrischen Ströme aller Netzstränge zusammenge-

führt werden und mehrere Kabeltrassen nah beieinanderlie-

gen, was die Abfuhr der Verlustwärme an die Umgebung er-

schwert [19].

Sind viele Solaranlagen an einen Netzzweig angeschlossen,

kann, gerade bei hoher Sonneneinstrahlung zur Mittagszeit,

der eingespeiste Solarstrom den lokalen elektrischen Ener-

giebedarf übersteigen. Dann kommt es zum Effekt der Last-

flussumkehrung: Anstatt der ursprünglichen Fließrichtung

vom zentralen Erzeuger zum Endverbraucher fließt der Strom

nun vom Niederspannungsnetz in die Mittelspannungsebene

(siehe Abbildung 1.4). Bei massivem Zubau von dezentralen

Erzeugungsanlagen in der Niederspannungsebene kann die-

ser Prozess, neben den erwähnten Herausforderungen be-

züglich der Spannungshaltung und thermischer Belastung

der Betriebsmittel, auch mit erhöhten Netzverlusten verbun-

den sein, da der Strom zusätzliche Umwandlungsstufen

durchlaufen muss und über längere Strecken transportiert

wird [11].

1 Einleitung

1.3 Dezentrale Solarstromspeicher zur Erhöhung des lokalen Eigenverbrauchs

Einleitung 19

Die beschriebenen auftretenden Herausforderungen an die

elektrischen Betriebsmittel von Niederspannungsnetzen mit

einer hohen Durchdringung von PV-Anlagen ergeben sich er-

fahrungsgemäß nur an einzelnen Tagen des Jahres jeweils

für überschaubare Zeiträume – vorwiegend während der Mit-

tagszeit an sonnigen Frühlings- und Sommertagen [20]. Eine

generelle Ertüchtigung der Netzinfrastruktur zur Schaffung

der kurzfristig benötigten zusätzlichen Übertragungskapazitä-

ten erscheint somit teilweise unverhältnismäßig. Alternativ

kann eine dezentrale und bürgernahe Lösung zur verbesser-

ten Netzintegration von erneuerbaren Energien in der Nieder-

spannungsebene durch eine speichergestützte Reduzierung

der maximalen Einspeiseleistung von Photovoltaikanlagen

erreicht werden [20]. Die Potenziale dieses Lösungsansatzes

werden im folgenden Kapitel näher beschrieben.

1.3 Dezentrale Solarstromspeicher zur

Erhöhung des lokalen

Eigenverbrauchs

Dezentrale Solarstromspeicher (PV-Speicher) werden seit ei-

nigen Jahren vermehrt in Forschung, Industrie und Öffentlich-

keit diskutiert. Es handelt sich bei dieser Technologie um

elektrochemische Batteriespeicher, die mit der PV-Anlage

und den elektrischen Verbrauchern eines Haushaltes verbun-

den werden. Im Tagesverlauf speichert die Batterie einen Teil

der nicht direkt lokal verbrauchten Solarenergie ein, um sie

am Abend und in der Nacht bedarfsgerecht zur Verfügung zu

stellen. Somit können die Eigenverbrauchsquote und der Au-

tarkiegrad des Haushaltes deutlich erhöht werden.

Vorteile von PV-Speichern

Die dezentrale Speicherung von Solarstrom erbringt somit bei

entsprechendem Betrieb einen zweifachen Nutzen, sowohl

für den Betreiber des Speichers als auch für das Verteilnetz

(siehe Abbildung 1.5):

Der Betreiber eines PV-Speichers kann durch den Einsatz ei-

nes Solarstromspeichers von langfristig abgesicherten

Strombezugskosten ausgehen. Durch eine Erhöhung seiner

Autarkie kann der Haushalt seinen Strombezug aus dem öf-

fentlichen Stromnetz minimieren und somit der Auswirkung

eines möglicherweise steigenden Strompreises entgegenwir-

ken. Da die Differenz zwischen EEG-Vergütung für Solar-

strom und Strombezugskosten für Endverbraucher seit Jah-

ren stetig steigt, eröffnet sich die Möglichkeit, die individuellen

Strombezugskosten durch eine Erhöhung des Eigenver-

brauchs langfristig zu minimieren (siehe Abbildung 1.6).

Abbildung 1.4: Umkehr des Lastflusses bei hohen lokalen Einspeiseleistungen in Niederspannungsnetzen.

Erzeugung ist

größer als Verbrauch

(Lastflussumkehrung)

1 Einleitung


20 Einleitung

Das Stromnetz kann durch intelligent betriebene Solarstrom-

speicher signifikant entlastet werden. Durch ein gezieltes,

netzdienliches Einspeichern des überschüssigen Solarstroms

zu Zeiten der Spitzenerzeugung kann die maximale Einspei-

seleistung einer PV-Anlage erheblich reduziert werden. Lo-

kale Probleme mit der Spannungshaltung bzw. der thermi-

schen Überlastung von Betriebsmitteln können somit verläss-

lich entschärft werden [20, 21].

Entlastung der Verteilnetze

Der Einsatz von netzdienlich betriebenen Solarstromspei-

chern kann die Belastung des Netzes durch PV-Anlagen um

den Faktor 1,7 bis 2,5 reduzieren, da bei gleicher installierter

PV-Leistung nur 40 bis 60 % dieser Leistung auch in das Netz

eingespeist wird. Somit kann bei identischer Dimensionierung

eines Niederspannungsnetzes durch den Einsatz von netz-

dienlich betriebenen dezentralen Speichersystemen die ma-

ximale Durchdringung von PV-Leistung um den Faktor

1,7 bis 2,5 erhöht werden, ohne weitere Ertüchtigungsmaß-

nahmen an den elektrischen Betriebsmitteln vornehmen zu

müssen. Die umfangreiche Netzflex-Studie der Deutschen

Energieagentur bestätigt diese Überlegungen und identifiziert

signifikante Kostenreduktionen für den Netzausbau mit Spei-

chern im netzdienlichen Multi-Use-Einsatz [20]. Hierfür müs-

sen die Speicher lediglich in unter 3 % der Zeit aus einem

marktorientierten in einen netzdienlichen Betrieb wechseln

[20]. Um einen netzdienlichen Betrieb der PV-Speichersys-

teme sicherzustellen und die zu erwartenden Netzzustände

für den Netzbetreiber transparent zu machen, hat sich eine

konstante Abregelung der PV-Anlagen an ihrem Netzan-

schlusspunkt bewährt. Nur der Solarstrom, der nach Abzug

von direktem Eigenverbrauch und Einspeicherung in die Bat-

terie ein definiertes Limit (z.B. 50 % der Nennleistung der PV-

Anlage) überschreitet, wird abgeregelt (siehe Abbildung 1.5).

Ein wesentlicher Vorteil von privat betriebenen, dezentralen

PV-Speichern liegt dabei darin, dass die Investitionskosten

zum Großteil durch private Investoren getragen werden, die

aus persönlicher Motivation handeln. Wird der Speicher bei-

spielsweise innerhalb von Förderprogrammen erworben, stel-

len diese oftmals technische Anforderungen an den netzdien-

lichen Betrieb (siehe Kapitel 2).

Abbildung 1.5: Reduzierung der maximalen Einspeiseleistung durch PV-Speicher.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00

Leis

tung in W

Uhrzeit

Batterieladung

Netzeinspeisung

Hausverbrauch

PV-Erzeugung

1 Einleitung


Einleitung 21

Kontroversen

Die Beurteilung der langfristigen volkswirtschaftlichen Effekte

von PV-Speichern stellt heute ein politisch breit diskutiertes

Themenfeld dar. Da sich die Einnahmen für den Betreiber ei-

nes Solarstromspeichers aus einem reduzierten mittleren

Strombezugspreis und gegebenenfalls aus einer überlager-

ten Vermarktung ergeben, sind zur Beurteilung der Wirt-

schaftlichkeit auch die geltenden politischen Rahmenbedin-

gungen zu beachten. Hierbei spielt die Zusammensetzung

des Strompreises eine wichtige Rolle: Der durchschnittliche

Endverbraucherstrompreis im Jahr 2017 von ca. 29,3 ct/kWh

setzt sich neben den Kosten von Beschaffung, Vertrieb, Ab-

rechnung und Netzentgelten (insgesamt ca. 46 % der Ge-

samtkosten) insbesondere aus Steuern, Umlagen und Abga-

ben (unter anderem EEG-Umlage, Stromsteuer, Konzessi-

onsabgabe und Umsatzsteuer) zusammen [22]. Etwa die

Hälfte der durch erhöhte Autarkie eingesparten Stromkosten

wird somit der öffentlichen Hand entzogen und steht damit

nicht weiter zur Deckung der zugrundeliegenden gesell-

schaftlichen Aufgaben zur Verfügung. Dieser Effekt wird teil-

weise als indirekte Subvention von Speichern bzw. als „Ent-

solidarisierung“ von der Gesellschaft bewertet. Diese stellt ein

wiederkehrendes Thema in aktuellen Diskussionen über die

mittelfristige Zukunft von PV-Speichern und der dezentralen

Erzeugung im Allgemeinen dar [24–26]. Gleichzeitig entlas-

ten Solarstromspeicher an anderen Stellen: So erhält der Be-

treiber eines PV-Speichersystems für lokal verbrauchten So-

larstrom keine EEG-Vergütung – hinzu kommen auf das Spei-

chersystem entrichtete Umsatzsteuer sowie durch den Spei-

cher erbrachte Systemdienstleistungen. Die derzeitige Bun-

desregierung hat in ihrem Koalitionsvertrag angekündigt, „mit

einer Reform der Netzentgelte die Kosten verursachergerecht

und unter an gemessener Berücksichtigung der Netzdienlich-

keit [zu] verteilen und bei Stromverbrauchern unter Wahrung

der Wettbewerbsfähigkeit mehr Flexibilität [zu] ermöglichen“

[27]. Eine mögliche Neugestaltung der Strompreiszusam-

mensetzung für private Endverbraucher wird in Folge einen

Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit von PV-Speichern haben

und den langfristigen Erfolg der Technologie bestimmen.

Abbildung 1.6: Entwicklung der Einspeisevergütung (PV-Anlagen bis zu 10 kWp) und des mittleren Strompreises [22, 23].

2 Das KfW-Förderprogramm für Solarstromspeicher

2.1 Rahmenbedingungen der Förderung

Das KfW-Förderprogramm für Solarstromspeicher 23

2 Das KfW-Förderprogramm für

Solarstromspeicher

Das erste bundesweite Förderprogramm für dezentrale Solar-

stromspeicher wurde im Jahr 2013 von der Bundesregierung

zusammen mit der KfW-Bank aufgelegt und endete zum

31. Dezember 2015 (siehe auch Jahresbericht zum Speicher-

monitoring 2015 und 2016 [28, 29]). Nach breiter öffentlicher

Debatte wurde im März 2016 mit Verweis auf den Erfolg des

Förderprogramms eine zweite Periode der Speicherförderung

unter verschärften technischen Anforderungen aufgelegt. Im

Folgenden werden die wesentlichen Aspekte der aktuell gel-

tenden KfW-Förderrichtlinien zusammenfassend dargestellt.

2.1 Rahmenbedingungen der Förderung

Die Förderung der kombinierten PV-Speicher ist als KfW-Pro-

gramm (Erneuerbare Energien „Speicher“, Programmnum-

mer 275) ausgestaltet. Sie erfolgt für eine individuelle Anlage

durch einen zinsgünstigen Kredit der KfW-Bank sowie einen

durch das BMWi finanzierten Tilgungszuschuss (TZ). Der

zeitabhängige Fördersatz (FS) für die förderfähigen Speicher-

kosten ist dabei degressiv ausgestaltet und sollte ursprüng-

lich, beginnend von 25 %, halbjährlich um jeweils 3 Prozent-

punkte abgesenkt werden. Im Juni 2017 wurden die Förder-

richtlinien jedoch angepasst: Aufgrund der damaligen hohen

Nachfrage wurden für das Jahr 2017 die Fördermittel aufge-

stockt, um etwa 10.000 Anlagen fördern zu können. Rückbli-

ckend wurden in 2017 rund 7.000 Förderzusagen durch die

KfW-Bank vergeben.

Als Reaktion auf die anhaltenden Preisdegressionen wurden

in diesem Zusammenhang ebenfalls die Degressionsstufen

der Fördersätze vorgezogen. Die resultierenden Fördersätze

sind in Tabelle 2.1 dargestellt. Derzeit beträgt der aktuelle

Fördersatz 10 % der förderfähigen Kosten. Dies entspricht ei-

nem Tilgungszuschuss von durchschnittlich etwa 1.000 € pro

Speichersystem.

Die Möglichkeit einer Förderung steht grundsätzlich Privat-

personen, Freiberuflern, Landwirten, gemeinnützigen Antrag-

stellern und Unternehmen nach der de-minimis Regel offen.

Der Tilgungszuschuss reduziert dabei die Kreditschuld des

Fördernehmers und verkürzt somit die Laufzeit des Kredites,

eine Auszahlung des Tilgungszuschusses ist nicht möglich.

Die Höhe des Tilgungszuschusses ist abhängig von der Art

der Installation:

Für Batteriespeicher, die zu einer bereits bestehenden PV-

Anlage nachgerüstet werden, berechnet sich der Tilgungszu-

schuss direkt aus den gesamten Investitionskosten sowie der

Nennleistung der angeschlossenen PV-Anlage:

𝑇𝑍 [€] = 𝐹𝑆𝑡 [%] ∙ 𝑃𝑃𝑉 [𝑘𝑊𝑝] ⋅ min(𝐾𝐼𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡 [€]

𝑃𝑃𝑉 [𝑘𝑊𝑝], 2200

€

𝑘𝑊𝑝)

Für PV-Speichersysteme, die gleichzeitig mit einer neuen PV-

Anlage installiert werden, wird ein fixer Abzug für die Kosten

der PV-Anlage vom Gesamtpreis angesetzt, der 1.600 €/kWp

beträgt.

Tabelle 2.1: Fördersätze der förderfähigen Kosten im KfW-Programm 275.

Antragszeitraum Fördersatz

01.03.2016 bis 30.06.2016 25 %

01.07.2016 bis 31.12.2016 22 %

01.01.2017 bis 30.06.2017 19 %

01.07.2017 bis 30.09.2017 16 %

01.10.2017 bis 31.12.2017 13 %

01.01.2018 bis 31.12.2018 10 %

Bild auf S. 22 © simonkraus/fotolia.com


2.2 Förderungsvoraussetzungen


Der Tilgungszuschuss eines PV-Speichersystems, das zu-

sammen mit einer PV-Anlage angeschafft wird, beträgt somit:

𝑇𝑍 [€] = 𝐹𝑆𝑡 [%] ∙ 𝑃𝑃𝑉 [𝑘𝑊𝑝] ⋅ min(𝐾𝐼𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡 [€] − 𝐴𝑏𝑧𝑢𝑔𝑃𝑉 [€]

𝑃𝑃𝑉 [𝑘𝑊𝑝], 2000

€

kWp)

Hierbei ergibt sich der Abzug für die PV-Anlage gemäß fol-

gender Formel:

𝐴𝑏𝑧𝑢𝑔𝑃𝑉 [€] = 𝑃𝑃𝑉 [𝑘𝑊𝑝] ∙ 1.600 €

kWp

Die exakten Konditionen der Kreditvergabe sind daneben von

individuellen Faktoren wie der Bonität des Kreditnehmers so-

wie der Laufzeit des Kredites abhängig. Eine detaillierte und

aktuelle Version der Förderbedingungen kann der Website

der KfW-Bank entnommen werden [30].

2.2 Förderungsvoraussetzungen

Die finanzielle Förderung von PV-Speichern ist an Vorausset-

zungen geknüpft, die eine nachhaltige Entwicklung der Tech-

nologie begünstigen und einen netzentlastenden Betrieb der

Anlagen sicherstellen sollen. Die vollständigen Förderbedin-

gungen können dem Dokument „Bekanntmachung Förderung

von stationären und dezentralen Batteriespeichersystemen

zur Nutzung in Verbindung mit Photovoltaikanlagen vom

17. Februar 2016" [31] sowie dem Dokument „Anlage zum

Merkblatt Erneuerbare Energien - Speicher Technische Min-

destanforderungen" [30] entnommen werden. Im Folgenden

ist eine Zusammenfassung der aus technischer Sicht wich-

tigsten Voraussetzungen einer Förderung aufgelistet.

Gefördert werden können sowohl Batteriespeicher, die

zusammen mit einer neu installierten PV-Anlage ange-

schafft werden, als auch Batteriespeicher, die nachträg-

lich zu einer nach dem 31.12.2012 in Betrieb genomme-

nen PV-Anlage installiert werden.

Die maximale Nennleistung der PV-Anlage, die mit dem

Batteriespeichersystem verbunden wird, darf 30 kWp

nicht überschreiten.

Die geförderten Batteriespeichersysteme müssen sich auf

dem Gebiet der Bundesrepublik Deutschland befinden

und sind mindestens fünf Jahre lang zweckentsprechend

zu betreiben.

Die Leistungsabgabe der PV-Anlage am Netzanschluss-

punkt ist durch geeignete Maßnahmen auf 50 % der

Nennleistung der Photovoltaikanlage zu begrenzen. Die

Verpflichtung zur Leistungsbegrenzung besteht dauerhaft

für die gesamte Lebensdauer der Photovoltaikanlage,

mindestens aber 20 Jahre, und erstreckt sich damit auch

auf einen eventuellen Weiterbetrieb der Photovoltaikan-

lage nach Außerbetriebnahme des Speichersystems. Der

lokale Stromnetzbetreiber erhält dabei die Möglichkeit, die

Leistungsbegrenzung der Photovoltaikanlage auf eigene

Kosten zu überprüfen.

Die Betreiber von KfW-geförderten PV-Speichersystemen

stimmen zu, an einer wissenschaftlichen Evaluierung des

Förderprogramms teilzunehmen (siehe Kapitel 2.3).

Die Wechselrichter der geförderten Speichersysteme

müssen über die nachfolgend aufgelisteten technischen

Spezifikationen verfügen:

o Eine geeignete elektronische und offen gelegte

Schnittstelle zur Fernparametrierung, durch die

eine Neueinstellung der Kennlinien für die Wirk-

und Blindleistung in Abhängigkeit von den Netzpa-

rametern Spannung und Frequenz bei Bedarf

möglich ist.

o Eine geeignete und offen gelegte Schnittstelle zur

Fernsteuerung - ein Eingriff in das System des An-

lagenbetreibers über diese Schnittstellen ist dabei

jedoch nur mit seiner ausdrücklichen Zustimmung

zulässig.


2.3 Das Speichermonitoring


Die zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme existierenden gül-

tigen Anwendungsregeln und Netzanschlussrichtlinien für

Batteriespeicher sind einzuhalten.

Für die Batterien des Batteriespeichersystems muss eine

Zeitwertersatzgarantie für einen Zeitraum von 10 Jahren

vorliegen (erste Förderperiode: 7 Jahre). Hierbei wird bei

Defekt der Batterien der Zeitwert der Batterien ersetzt. Der

Zeitwert berechnet sich anhand einer über den Zeitraum

von 10 Jahren linear angenommenen jährlichen Abschrei-

bung. Die Zeitwertersatzgarantie ist vom Händler/Herstel-

ler dem Käufer des Batteriesystems gegenüber zu garan-

tieren oder über eine geeignete Versicherungslösung, de-

ren Kosten der Händler/Hersteller trägt, zu gewährleisten.

Die ordnungsgemäße und sichere Inbetriebnahme des

Solarstromspeichers ist durch eine geeignete Fachkraft

zu bestätigen und nachzuweisen.

Von der Förderung ausgeschlossen sind:

o Eigenbauanlagen

o Prototypen (Als Prototyp gelten grundsätzlich An-

lagen, die in weniger als 4 Exemplaren betrieben

werden oder betrieben worden sind)

o Gebrauchte Anlagen


Das Speichermonitoring stellt die wissenschaftliche Begleit-

forschung des Förderprogramms dar. Es wird durch das Bun-

desministerium für Wirtschaft und Energie gefördert und vom

Institut für Stromrichtertechnik und elektrische Antriebe

(ISEA) der RWTH Aachen durchgeführt. Ziel des Monitoring-

programms ist, ein umfassendes Verständnis über die Effekte

der wachsenden Marktbedeutung dezentraler Speichersys-

teme zu gewinnen und den Einfluss des Förderprogramms

auf die Markt- und Technologieentwicklung von Solarstrom-

speichern zu evaluieren. Mit regelmäßigen Fachbeiträgen auf

Konferenzen und durch Veröffentlichungen in Fachmedien

sowie auf dem Webportal www.speichermonitoring.de wer-

den der Öffentlichkeit regelmäßig unabhängige Informationen

zur Verfügung gestellt.

Das Monitoringprogramm gliedert sich organisatorisch in die

drei Phasen des Basis-, Standard- und Intensiv-Monitorings

(siehe Abbildung 2.1).

Basis-Monitoring: Markt- und Technologieentwicklung

Die Datenbasis des Basis-Monitoring sind manuell eingetra-

gene Stammdaten von KfW-geförderten Speicherbetreibern.

Aus diesen Daten kann ein Überblick über die Markt- und

Technologieentwicklung gewonnen werden.

Abbildung 2.1: Übersicht der Datenquellen im Speichermonitoring. Bild © ferkelraggae/fotolia.com.

Erfassung der Daten

durch Nutzer

Erfassung der Daten

durch Messgeräte

Stammdaten

(Basis-Monitoring)

Einzelne Zählerstände

(Standard-Monitoring)

Hochauflösende

Messdaten

(Intensiv-Monitoring)

Logfiles der Zählerstände

(Standard-Monitoring)

Datenbank des

Webportals




Standard-Monitoring: Energiezählerdaten

Das Standard-Monitoring umfasst die Auswertung von Ener-

giezählerdaten KfW-geförderter Speicherbetreiber und Spei-

chersystem-Log-Daten einiger Hersteller. Diese werden bei-

spielsweise für den Stromverbrauch oder die Bestimmung

von Eigenverbrauchs- und Autarkiegraden verwendet.

Intensiv-Monitoring: Hochauflösende Messdaten

Im Intensiv-Monitoring werden derzeit sechs Speichersys-

teme im Labor und 20 privat betriebene Systeme von KfW-

geförderten Speicherbetreibern hochauflösend im Feld ver-

messen. Die automatisch erfassten und übertragenen Mess-

daten werden für tiefergehende Analysen der technischen Ei-

genschaften der Speichersysteme verwendet.

2.3.1 Das Webportal des Speichermonitorings

Mitte 2014 wurde eine Projektwebsite zum Speichermonito-

ring erstellt (www.speichermonitoring.de). Diese bietet den

Teilnehmern des Förderprogramms eine komfortable Mög-

lichkeit, im Rahmen des Basis- und Standard-Monitorings Da-

ten zur wissenschaftlichen Auswertung zu übermitteln und

stellt zudem interessierten Personen unabhängige Informati-

onen zum Themenkomplex dezentraler Solarstromspeicher

zur Verfügung. In den folgenden Abschnitten werden die un-

terschiedlichen Aspekte der Webpräsenz des Speichermoni-

torings kurz zusammengefasst. Für eine detailliertere Be-

schreibung des Webportals sei auf die vorherigen Jahresbe-

richte aus den Jahren 2015-2017 verwiesen [28, 29, 32].

Informationsportal Solarstromspeicher

Das Webportal bietet ein umfangreiches durch eine unabhän-

gige wissenschaftliche Redaktion erstelltes Informationspor-

tal. Zu den Thematiken zählen die dezentralen Speicherung

von Strom aus Photovoltaikanlagen, die Förderung dezentra-

ler Speicher durch die KfW-Bank sowie die wissenschaftliche

Untersuchung von PV-Speichern.

Registrierung und Stammdatenerfassung

Zur Eingabe der Stammdaten, die im Rahmen des Basis-Mo-

nitorings erforderlich sind, wurde ein dynamischer Online-

Fragebogen unter dem Reiter Meine Anlage erstellt. Im An-

schluss an eine erfolgreiche Registrierung kann umgehend

ein automatisch erstellter Teilnahmenachweis ausgedruckt

werden, der zur Bestätigung der Teilnahme am Monitoring an

die KfW-Bank weitergeleitet werden kann.

2.3.2 Datenschutz

Der Schutz personenbezogener Daten stellt ein zentrales

Thema des Speichermonitorings dar. In Zusammenarbeit mit

dem Datenschutzbeauftragten der RWTH Aachen wurde

dazu ein umfassendes Datenschutzkonzept erarbeitet, das

sowohl eine größtmögliche Sicherung der gesammelten Da-

ten gewährleistet als auch eine hohe Transparenz für die Teil-

nehmer umfasst. Die vollständige zugrundeliegende Daten-

schutzerklärung kann auf der Webseite des Speichermonito-

rings eingesehen werden.

Zentrale Punkte der erarbeiteten Datenschutzerklärung sind:

Die Auswertung der Daten des Basis-Monitorings und des

Standard-Monitorings erfolgen aggregiert und anonym.

Eine Nutzung der erhobenen Daten außerhalb der wis-

senschaftlichen Analyse, insbesondere eine Weitergabe

der Daten zu Werbe- oder Marketingzwecken, ist ausge-

schlossen.

Die gespeicherten Daten werden nach Ende der Projekt-

laufzeit gelöscht oder in einer geeigneten Weise vollano-

nymisiert.

Nur berechtigte Personen haben Zugriff auf die Daten.

Gespeicherte Daten sind jederzeit vor Zugriff oder Ände-

rung durch Dritte gesichert.

Bild auf S. 27 © ingobartussek/fotolia.com

3 Das Basis-Monitoring

3.1 Datenerhebung und Datenaufbereitung

Das Basis-Monitoring 29


Das Basis-Monitoring untersucht die Markt- und Technologie-

entwicklung von Solarstromspeichern in Deutschland. Hierzu

werden zu jedem KfW-geförderten PV-Speichersystem ein-

malig Daten in einem Fragebogen erhoben. Diese Daten um-

fassen unter anderem den Hersteller, die nutzbare Batterie-

kapazität sowie den Kaufpreis des Speichersystems.


Die Anlagendaten werden durch die Fördernehmer über die

Website www.speichermonitoring.de in ein Onlineformular

eingegeben. Der auszufüllende Fragebogen wurde dabei so

gestaltet, dass er auch von Personen ohne tiefergehendes

technisches Fachwissen in möglichst kurzer Zeit beantwortet

werden kann.

Die im Rahmen des Basis-Monitorings gesammelten Daten

umfassen unter anderem:

PV-Anlage:

o Installationsdatum

o Nennleistung

o Endkundenpreis

Speichersystem

o Installationsdatum

o Endkundenpreis

o Topologie

o Batterietechnologie

o Installierte und nutzbare Batteriekapazität

Kaufmotivation und Betriebserfahrung

Freiwillige Angaben bezüglich der Anzahl der Bewohner

im Haushalt, des jährlichen Energieverbrauchs sowie des

aktuellen Strompreises

Zum Stichtag der Auswertung (31. März 2018) standen die

Stammdaten von mehr als 20.000 registrierten Speichersys-

temen zur Verfügung. Die KfW-Bank hat bis Ende 2017 rund

30.500 Kreditzusagen für geförderte PV-Speicher vergeben

[33]. Die Abweichung zwischen der Anzahl an Kreditzusagen

durch die KfW-Bank und den bereits beim Speichermonitoring

registrierten Anlagen ist dabei auf den üblichen Zeithorizont

zwischen Kreditzusage und Beantragung des Tilgungszu-

schusses zurückzuführen: Der Nachweis zur Registrierung

zum Speichermonitoring ist erst bei Beantragung des Til-

gungszuschusses erforderlich. Dieser erfolgt typischerweise

erst in einem Zeitrahmen von sechs bis neun Monaten nach

Erteilung einer Kreditzusage durch die KfW-Bank.

Die Daten des Basis-Monitorings werden über Online-Frage-

bögen manuell von Privatpersonen eingetragen. Etwaige

Fehler bei der Eingabe können somit grundsätzlich nicht aus-

geschlossen werden. Die Bandbreite möglicher Fehler bei ei-

ner manuellen Eingabe von Daten in Onlineformularen reicht

von Rechtschreibfehlern oder falsch eingetippten Zahlenwer-

ten über Missverständnisse bei der Interpretation des gefrag-

ten Wertes bis hin zu fehlenden Informationen oder Desinte-

resse des Nutzers bezüglich der Eingabe oder der Suche

nach zutreffenden Daten. Für eine ausführliche Behandlung

des Themas der Datenaufbereitung wird an dieser Stelle auf

das Kapitel Datenbereinigung im Jahresbericht 2016 verwie-

sen [29]. Als Teil der Datenbereinigung werden für die ver-

schiedenen Auswertungen unterschiedliche Konsistenzbe-

dingungen angewendet. Die Auswertungen basieren somit

teilweise auf einer unterschiedlichen Anzahl an ausgewerte-

ten Systemen.

Bild auf S. 28 © silvanorebai/fotolia.com


3.2 PV-Zubau in Deutschland



Dieses Kapitel beschreibt die Entwicklung des PV-Zubaus in

Deutschland.

3.2.1 Entwicklung des PV-Zubaus

Der PV-Zubau in Deutschland steigt wieder an, auch

wenn das jährliche Zubauziel des EEG in 2017 weiterhin

nicht erreicht wurde.

Ende 2017 waren rund 42,4 GW an PV-Leistung in Deutsch-

land installiert. Dabei betrug der PV-Zubau im Jahr 2017 rund

1,7 GW [2]. Zwar ist dies ein Anstieg von ca. 200 MW gegen-

über dem Vorjahr, doch konnte das im EEG festgelegte Ziel

von jährlich 2,5 GW PV-Zubau [4] abermals nicht erreicht

werden. Um den Klimaschutzzielsetzungen gerecht zu wer-

den, wird ein jährlicher Zubau von mindestens 4 bis 5 GW be-

nötigt [6].

Vor diesem Hintergrund kann der derzeitige PV-Zubau als zu

gering bewertet werden. Im Hinblick auf das Jahr 2018 kann

durch die erzielten Preisreduktionen der PV-Module in Kom-

bination mit nahezu gleichbleibenden Vergütungssätzen von

einem anhaltenden Aufwärtstrend ausgegangen werden.

Verglichen mit dem hohen Zubau von jährlich etwa

7 bis 8 GW in den Jahren 2010 bis 2012 befindet sich der PV-

Zubau jedoch weiterhin auf einem vergleichsweise niedrigen

Niveau.

Die KfW-Förderung fördert PV-Speicher mit einer PV-Nenn-

leistung bis zu 30 kWp. Aus diesem Grund beziehen sich die

folgenden Auswertungen dieses Kapitels auf PV-Anlagen bis

zu dieser Nennleistung. Des Weiteren werden die vorliegen-

den Daten analog zum Start des KfW-Förderprogramms ab

dem Jahr 2013 dargestellt.

Abbildung 3.1: Entwicklung der installierten PV-Leistung in Deutschland. Eigene Darstellung der Daten der Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik [2].




3.2.2 Entwicklung der Neuinstallationen von PV-

Anlagen bis 30 kWp

Im Jahr 2017 wurden rund 30 % mehr PV-Anlagen bis

30 kWp installiert als in 2016.

In 2017 wurden in Deutschland etwa 62.300 PV-Anlagen mit

einer Nennleistung von bis zu 30 kWp installiert (siehe Abbil-

dung 3.2). Damit beträgt das Marktwachstum von 2016 auf

2017 fast 30 %. Dies bedeutet nach einem jahrelangen Rück-

gang der Neuinstallationen bis 2015 nun erstmals wieder ei-

nen deutlichen Anstieg im Zubau kleiner PV-Anlagen.

Der Grund für den ansteigenden PV-Zubau kann teilweise in

den fallenden Modulpreisen gefunden werden, die in Kombi-

nation mit einer nahezu konstanten EEG-Vergütung und ei-

nem leichten Anstieg des Strompreises insgesamt zu einer

höheren Wirtschaftlichkeit von PV-Anlagen führen.

Die Darstellung der PV-Neuinstallationen in Abbildung 3.2 ist

in drei Leistungsklassen unterteilt. Hierbei stellt der Bereich

von 3 bis 10 kWp das Kernsegment für private PV-Speicher

dar. Insgesamt befinden sich derzeit etwa 95 % der PV-Anla-

gen von Speicherbetreibern unterhalb einer Nennleistung von

10 kWp (vgl. Kapitel 3.2.5).

Innerhalb des Segments von 10 bis 30 kWp befinden sich so-

wohl Wohnhäuser als auch kleinere Gewerbe sowie landwirt-

schaftliche Betriebe. Dieses Segment ist seit der Einführung

der EEG-Umlage [4] auf den Eigenverbrauch für PV-Anlagen

ab 10 kWp und der Inbetriebnahme nach dem 01.08.2014

deutlich zurückgegangen. Die in Abbildung 3.2 erkennbare

Verschiebung der PV-Neuinstallationen in den Bereich unter

10 kWp bedeutet, dass bei gleicher Anzahl an PV-Anlagen

weniger Leistung installiert wird. Aus diesem Grund steht die

Einführung der EEG-Umlage auf den Eigenverbrauch in öf-

fentlichen Debatten teilweise in Kritik [34, 35].

Abbildung 3.2: Entwicklung des PV-Zubaus bis 30 kWp. Eigene Darstellung der Meldedaten der Bundesnetzagentur [23].




3.2.3 Geografische Verteilung der PV-Anlagen

bis 30 kWp

Die südlichen und westlichen Bundesländer dominieren

den PV-Zubau.

Abbildung 3.3 zeigt den kumulierten Zubau von PV-Anlagen

seit 2013 in den deutschen Bundesländern. Der Zubau ist da-

bei jeweils nach Jahren aufgeteilt und es werden ausschließ-

lich PV-Anlagen mit Nennleistungen von bis zu 30 kWp be-

trachtet.

Es ist zu erkennen, dass insbesondere der sonnenintensive

Süden und der bevölkerungsreiche Westen Deutschlands die

höchsten PV-Neuinstallationen aufweisen. Über den gesam-

ten Zeitraum nimmt Bayern die führende Rolle in Bezug auf

die Installationszahlen an PV-Anlagen ein. Allein in 2017 wur-

den der Bundesnetzagentur über 16.000 Neuinstallationen

aus Bayern gemeldet; seit 2013 insgesamt rund 90.000.

Die Bundesländer Nordrhein-Westfalen und Baden-Württem-

berg nehmen mit jeweils etwa zwei Drittel dieser Anzahl Platz

zwei und drei ein. Während Nordrhein-Westfalen im Zeitraum

2013 bis 2016 knapp vor Baden-Württemberg liegt, kann Ba-

den-Württemberg in 2017 einen höheren Zubau an PV-Anla-

gen vorweisen.

Die Bundesländer Niedersachen, Hessen und Rheinland-

Pfalz nehmen mit 20.000 bis 30.000 Neuinstallationen an PV-

Anlagen seit 2013 mittlere Ränge ein, während die überwie-

gend östlichen und nördlichen Bundesländer lediglich Anzah-

len von weniger als 10.000 Anlagen vorweisen. Den Schluss

bilden die Stadtstaaten Berlin, Hamburg und Bremen, die

durch ihre geringen Dachflächenpotenziale pro Einwohner

entsprechend weniger PV-Neuinstallationen aufweisen. Zu

beachten ist hierbei jedoch, dass diese Bundesländer beim

Zubau an PV-Anlagen in Bezug auf das Flächenpotenzial im

Jahr 2017 deutlich bessere Platzierungen einnehmen [36].

Abbildung 3.3: Zubau der PV-Anlagen bis 30 kWp nach Bundesländern. Eigene Darstellung der Meldedaten der Bundesnetzagentur [23].




3.2.4 Zeitliche Entwicklung der installierten

PV-Anlagengrößen

Die Nennleistungen von PV-Anlagen bis 10 kWp steigen

nach jahrelangem Rückgang wieder an und liegen der-

zeit bei etwa 8 kWp.

Abbildung 3.4 zeigt die arithmetischen Mittel aller in Deutsch-

land installierten PV-Anlagen bis 30 kWp von 2013 bis 2017

unter Verwendung der Meldedaten der Bundesnetzagentur.

Während die durchschnittlichen PV-Nennleistungen seit 2013

kontinuierlich von 9,3 kWp bis 7,8 kWp (2016) abgenommen

haben, ist in 2017 ein leichtes Wachstum auf 8,1 kWp zu er-

kennen. Auch der Median liegt mit 6,6 kWp oberhalb des Ni-

veaus von 2016.

Der Rückgang der durchschnittlichen PV-Nennleistungen in

den Jahren 2014 bis 2016 ist teilweise auf die EEG-Umlage

auf den solaren Eigenverbrauch zurückzuführen, die ab einer

Nennleistung von 10 kWp und der Inbetriebnahme nach dem

01.08.2014 zu zahlen ist [4]. In diesem Zusammenhang kam

es zu einer Verschiebung der relativen Anlagengrößen: Seit-

her werden PV-Anlagen meist kleiner als 10 kWp oder nahe

der 30 kWp Grenze gebaut, während der Bereich dazwischen

nur wenig vertreten ist (vgl. Abbildung 3.2 und Abbildung 3.5).

Ein weiterer Grund kann in der Motivation einer (scheinbar)

renditeoptimierten Auslegung der PV-Anlagen mit hohem Ei-

genverbrauch gesehen werden. Vermehrt wurden von Instal-

lateuren kleine PV-Anlagen mit Nennleistungen von

4 bis 6 kWp beworben, auch wenn diese teilweise deutlich

unter dem Flächenpotenzial des jeweiligen Daches liegen.

Dies ist jedoch im Sinne einer dezentralen Energiewende

nicht optimal.

Abbildung 3.4: Entwicklung der durchschnittlichen PV-Nennleistungen bis 30 kWp. Eigene Darstellung der Meldedaten der

Bundesnetzagentur [23].




3.2.5 Verteilung der PV-Anlagengrößen

Die Verteilung der PV-Nennleistungen ist geprägt durch

regulatorische Rahmenbedingungen.

Abbildung 3.5 zeigt die Verteilungen der PV-Nennleistungen

der beim Speichermonitoring registrierten PV-Anlagen. Dabei

ist die Verteilung in die Zeiträume 2013 bis 2016 und 2017

unterteilt.

Generell sind zwei Entwicklungen zu erkennen: Zum einen

verschiebt sich die Verteilung um das lokale Maximum von

5 bis 8 kWp hin zu größeren PV-Nennleistungen. Zum ande-

ren ergibt sich ein wachsendes absolutes Maximum zwischen

9 und 10 kWp. Dieses Segment beinhaltet teilweise Anlagen

auf Dachflächen mit höherem Flächenpotenzial, deren Leis-

tung wegen der zu zahlenden EEG-Umlage ab 10 kWp ge-

zielt unter diesem Wert gehalten wird. Bei der Verteilung des

Jahres 2017 ist dieser Bereich mit über 30 % aller PV-Anla-

gen besonders ausgeprägt. Da der erste Zeitraum (2013 bis

2016) nur teilweise von dieser Regelung betroffen war, weist

dieser noch etwa 9 % der PV-Nennleistungen oberhalb von

10 kWp auf; in 2017 sind dies lediglich 5,5 %.

Die arithmetischen Mittel der Anlagengrößen sind in beiden

Zeiträumen identisch und liegen bei 8,1 kWp. Die durch-

schnittlich gestiegenen PV-Nennleistungen unterhalb von

10 kWp gleichen dabei die Rückgänge von größeren PV-

Nennleistungen aus. Diese gegenläufigen Entwicklungen

können auf unterschiedliche Ursachen zurückgeführt werden.

Während die 10 kWp-Grenze politisch motiviert ist, ist die

Verschiebung im mittleren PV-Nennleistungsbereich zwi-

schen 5 und 8 kWp vor allem auf gesunkene PV-System-

preise (siehe Abbildung 1.2) zurückzuführen. Verglichen mit

den Nennleistungen aller PV-Anlagen in Deutschland liegt der

Mittelwerte des Speichermonitorings insgesamt in einem ver-

gleichbaren Bereich um Nennleistungen von rund 8 kWp

(siehe Abbildung 3.4).

Abbildung 3.5: Verteilung der PV-Nennleistungen der beim Speichermonitoring registrierten PV-Anlagen.

Bild auf Seite 35 © simonkraus/fotolia.com


3.3 Entwicklung des Solarstromspeicher-Zubaus in Deutschland


3.3 Entwicklung des Solarstromspeicher-

Zubaus in Deutschland

Dieses Kapitel stellt die Entwicklung des Solarstromspeicher-

Zubaus in Deutschland dar. Neben der Anzahl und Installati-

onsart wird ebenfalls die geografische Verteilung der Spei-

chersysteme vorgestellt.

3.3.1 Entwicklung der Anzahl an

Solarstromspeichern

Der Markt für Solarstromspeicher wächst rasant: Ende

2017 gab es in Deutschland rund 85.000 PV-Speicher.

Abbildung 3.6 zeigt den halbjährlichen Zubau dezentraler So-

larstromspeicher in Deutschland seit Beginn des KfW-Förder-

programms von 2013 bis 2017. In Abbildung 3.7 sind diesel-

ben Zahlen kumuliert dargestellt. In beiden Abbildungen wird

jeweils zwischen den KfW-geförderten PV-Speichern und den

insgesamt in Deutschland installierten PV-Speichern unter-

schieden. Die Anzahl der Kreditzusagen durch die KfW-Bank

ist in Abbildung 3.6 und Abbildung 3.7 in dunkelblau darge-

stellt. Da zwischen Kreditzusage durch die KfW-Bank und In-

stallation der Speicher jeweils unterschiedlich lange Zeit-

räume liegen, kann die Anzahl der tatsächlich im Feld betrie-

benen Speicher leicht von den dargestellten Zahlen abwei-

chen.

Zur weiteren Beschreibung der beiden Abbildungen können

diese in drei charakteristische Bereiche eingeteilt werden:

Jahre 2013 bis 2015

Jahr 2016

Jahr 2017

Für 2013 bis 2015 wird analog zu den vorherigen Jahresbe-

richten von einem konstanten Anteil an KfW-geförderten

Speichern von rund 55 % ausgegangen.

Im Jahr 2016 (zweiter Zeitraum) ging der Anteil an KfW-ge-

förderten PV-Speichern zurück. Für das erste Halbjahr 2016

wird von einem Anteil an KfW-geförderten Speichersystemen

von ca. 40 % ausgegangen. Im zweiten Halbjahr des Jahres

2016 gab es einen dreimonatigen Förderstopp. Dieser hatte

zur Folge, dass nur etwa 20 % der Speichersysteme gefördert

werden konnten.

Nach Analysen des ISEA wurde im Jahr 2017 etwa jede

zweite PV-Anlage unter 30 kWp zusammen mit einem Spei-

chersystem installiert. Durch den hohen PV-Zubau in 2017

wird davon ausgegangen, dass etwa 31.700 PV-Speicher in-

stalliert wurden, wodurch der Gesamtmarkt auf rund 85.000

Speichersysteme gewachsen ist. Dabei wird angenommen,

dass die Anteile an KfW-geförderten PV-Speichern weiter ab-

genommen haben und in 2017 lediglich jedes fünfte Speicher-

system durch die KfW-Bank gefördert wurde. Das hohe

Wachstum des PV-Speichermarkts kann dabei insbesondere

auf zwei Entwicklungen zurückgeführt werden: Zum einen

weist der PV-Zubau kleiner PV-Anlagen ein Marktwachstum

auf und zum anderen entscheiden sich Anlagenbetreiber im-

mer häufiger dazu, ihre neue PV-Anlage zusammen mit ei-

nem Speichersystem zu installieren.

Die derzeitigen Entwicklungen können als Erfolg des Markt-

anreizprogramms gesehen werden. Während der Markt in

den früheren Jahren der Förderung noch durch das KfW-För-

derprogramm getragen wurde, hat sich in den letzten beiden

Jahren ein stabiler Markt an PV-Speichern ohne Förderung

etabliert.




Abbildung 3.6: Halbjährlicher Zubau an PV-Speichern in Deutschland von Mai 2013 bis Ende 2017.

Abbildung 3.7: Kumulierte Anzahl der Installationen von PV-Speichern in Deutschland von Mai 2013 bis Ende 2017.




3.3.2 Entwicklung der kumulierten nutzbaren

Batteriekapazitäten von Heimspeichern

Ende 2017 waren in Deutschland rund 600 MWh an PV-

Speichern mit einer Leistung von ca. 280 MW installiert.

Abbildung 3.8 zeigt die kumulierte nutzbare Batteriekapazität

der PV-Speicher in Deutschland von 2013 bis 2017. Sowohl

die absoluten Installationszahlen an Speichersystemen (vgl.

Kapitel 3.3.1) als auch die durchschnittliche Batteriekapazität

(vgl. Kapitel 3.4.4) weisen ein signifikantes Wachstum auf. Als

Folge zeigt die insgesamt an die Niederspannung ange-

schlossene nutzbare Batteriekapazität einen hohen Zuwachs.

Wurden im Jahr 2016 noch etwa 150 MWh installiert, so stieg

die installierte Batteriekapazität im Jahr 2017 um über 60 %

auf ca. 245 MWh an. Ende 2017 waren insgesamt rund

600 MWh an dezentralen PV-Speichern in Deutschland in-

stalliert.

Unter der Annahme von mittleren Leistungen pro Speicher-

system zwischen 3 und 3,5 kW führt dies zu einer installierten

Gesamtleistung von ca. 280 MW für alle PV-Heimspeicher in

Deutschland.

Anfang März 2018 waren laut Angaben der deutschen Über-

tragungsnetzbetreiber 180 MW an Großspeichern für Primär-

regelleistung präqualifiziert [37]. Unter der Annahme eines

mittleren Verhältnisses von etwa 1,4 MWh/MW (eigene Aus-

wertung der Daten der DOE GLOBAL ENERGY STORAGE

DATABASE [38]) ergibt sich eine insgesamt installierte Kapa-

zität von rund 240 MWh an Großspeichern. Die kumulierten

Werte von Leistung und Kapazität der Heimspeicher überstei-

gen damit die der Batteriegroßspeicher zur Frequenzrege-

lung in Deutschland. Auch für 2018 kann ein Wachstum für

Heim- und für Großspeicher erwartet werden.

Abbildung 3.8: Entwicklung der kumulierten nutzbaren Batteriekapazität von PV-Speichern in Deutschland.




3.3.3 Art der Speicherinstallation

Etwa 90 % der Heimspeicher werden zusammen mit

einer neuen PV-Anlage installiert.

Abbildung 3.9 zeigt den zeitlichen Verlauf der Installationsart

KfW-geförderter PV-Speicher. Hierbei wird zwischen der ge-

meinsamen Installation von PV-Anlage und Speichersystem

und der Nachrüstung eines Speichersystems an eine beste-

hende PV-Anlage unterschieden.

Der Anteil der gemeinsamen Installationen von PV-Anlage

und Speicher überwiegt dabei über den gesamten Zeitraum

mit Werten oberhalb von 80 %. Dies ist unter anderem auf die

Ausgestaltung des KfW-Förderprogramms zurückzuführen:

Die Bedingungen der KfW-Förderung schließen PV-Anlagen-

betreiber aus, deren PV-Anlage vor dem 31.12.2012 installiert

wurde. Damit sind die Jahre des starken PV-Zubaus von 2010

bis 2012 beispielsweise nicht förderfähig (siehe Abbildung

3.1). Weiterhin ist der wirtschaftliche Nutzen von nachgerüs-

teten Heimspeichern an bestehende PV-Anlagen meist gerin-

ger, da diese noch höhere Einspeisevergütungen erhalten

(vgl. Abbildung 1.6). Eine Erhöhung des Eigenverbrauchs ist

in diesen Fällen aus finanzieller Sicht weniger attraktiv.

Der derzeitige Anteil der Nachrüstungen am Gesamtmarkt

beträgt etwa 10 %. Für die Zukunft kann jedoch von einem

wachsenden Marktsegment an Nachrüstungen ausgegangen

werden: In den kommenden Jahren wird für die ersten PV-

Anlagen der Anspruch auf die EEG-Vergütung nach 20 Jah-

ren Betrieb auslaufen. Somit steigt die Differenz zwischen

Strompreis und Einnahmen durch die Einspeisung (z.B. Ver-

marktung an der Börse) deutlich an und verbessert die Wirt-

schaftlichkeit eines Speichersystems.

Abbildung 3.9: Installationsart der Speichersysteme: Nachrüstung der bestehenden PV-Anlage vs. gemeinsame Neuinstallation von PV-Anlage und Speichersystem.




3.3.4 Geografische Verteilung der Solarstrom-

speicher in Deutschland

Der Süden und der Westen Deutschlands weisen die

meisten Solarstromspeicher auf.

In Abbildung 3.10 ist die geografische Verteilung der PV-Spei-

chersysteme in Deutschland sowohl absolut (links) als auch

relativ pro 100.000 Haushalte (rechts) dargestellt. Der jährli-

che Zubau an Solarstromspeichern in den einzelnen Bundes-

ländern ist in Abbildung 3.11 dargestellt. Hierbei erfolgt eine

Unterteilung des Zubaus in die Jahre 2013 bis 2017. Bei bei-

den Abbildungen wird die Zuordnung der Speicher zu den

Bundesländern gemäß der geografischen Verteilung der

KfW-geförderten Speichersysteme vorgenommen. Die tat-

sächliche Verteilung der Speichersysteme in Deutschland

kann durch lokale Förderprogramme oder der lokalen Popu-

larität von PV-Speichern von den dargestellten Größen ab-

weichen. Diese Unschärfe wird mit der Einführung des Markt-

stammdatenregisters der Bundesnetzagentur im Dezember

2018 voraussichtlich behoben werden können.

Die sonnenreichen südlichen Bundesländer Bayern und Ba-

den-Württemberg und das bevölkerungsreiche Nordrhein-

Westfalen dominieren die Speicherinstallationen mit etwa

70 % aller in Deutschland installierten PV-Speicher. Insbe-

sondere Bayern nimmt mit fast 34.000 Speichersystemen

über die Jahre 2013 bis 2017 eine führende Stellung ein, wäh-

rend Baden-Württemberg mit gut 13.600 PV-Speichern in der

Gesamtwertung vor Nordrhein-Westfalen einen knappen

zweiten Platz belegt. Beachtlich ist, dass fast 40 % aller ge-

förderten PV-Speicher in Bayern installiert sind. Diese Gege-

benheit könnte neben dem hohen PV-Zubau in Bayern (vgl.

Kapitel 3.2.3) unter anderem mit dem zeitgleich laufenden

landesweiten Förderprogramm „10.000-Häuser-Programm“

in Bayern zusammenhängen, das eine Kombination mit der

KfW-Förderung ermöglicht.

In den nord- und ostdeutschen Bundesländern fällt die Anzahl

der installierten Speichersysteme dagegen jeweils deutlich

geringer aus. Verglichen mit der Analyse in den Jahresberich-

ten 2015 und 2016 ist keine signifikante Veränderung der

räumlichen Verteilung festzustellen: Die Konzentration von

PV-Speichern auf die bevölkerungs- bzw. sonnenreichen

Bundesländer im Westen und Süden der Republik und eine

dagegen unterdurchschnittliche Verteilung von Speichersys-

temen im Norden bzw. Osten Deutschlands decken sich auch

mit der geografischen Verteilung von kleinen PV-Anlagen in

Deutschland (vgl. Abbildung 3.3). Die haushaltsbezogenen

Speicherinstallationszahlen bestätigen eine verstärkte Kon-

zentration der PV-Speicher in Bayern sowie eine geringere

Verteilung in den nördlichen und östlichen Bundesländern

Deutschlands. Die westlichen Bundesländer hingegen wei-

sen eine durchschnittliche Dichte an PV-Speichern auf. Hier-

bei ist auffällig, dass die verhältnismäßig hohe absolute An-

zahl an Speichern in NRW durch die vielen Haushalte in die-

sem Bundesland relativiert wird. Die Bundesländer Nieder-

sachsen, Hessen und Rheinland-Pfalz befinden sich mit

4.000 bis 7.500 Speichern im Mittelfeld, während die über-

wiegend östlichen und nördlichen Bundesländer deutlich ge-

ringere Anzahlen an Solarstromspeichern unterhalb von

2.000 Speichersystemen aufweisen. Analog zu der Verteilung

der PV-Anlagen (siehe Abbildung 3.3) bilden die Stadtstaaten

Berlin, Hamburg und Bremen den Abschluss der Rangord-

nung.

In Anhang A ist der Zubau an PV-Anlagen und PV-Speichern

für das Jahr 2017 analog zu den vorherigen Jahresberichten

tabellarisch aufgeführt. Durch die Verteilung der PV-Speicher

nach KfW-Förderung ergeben sich rechnerische Verhältnisse

des Speicherzubaus zum PV-Zubau von etwa 5 % in Sach-

sen bis fast 90 % in Bayern. Im Schnitt wird in Deutschland

derzeit rund jede zweite PV-Anlage zusammen mit einem

Speichersystem installiert.




Abbildung 3.10: Geografische Verteilung der Solarstromspeicher in Deutschland absolut (links) und relativ pro 100.000 Haus-halte (rechts). Stand Ende 2017. Anzahl an Haushalten übernommen von Statista GmbH [39].

Abbildung 3.11: Zubau der Solarstromspeicher aufgeteilt nach Bundesländern und Jahren. Die Verteilung der Speicher auf die Bundesländer erfolgt nach dem jeweiligen Anteil in der KfW-Förderung. Diese muss nicht der tatsächlichen Verteilung aller Solarstromspeicher in Deutschland entsprechen.


3.4 Systemdesign dezentraler Solarstromspeicher


3.4 Systemdesign dezentraler

Solarstromspeicher

Dieses Kapitel stellt die Entwicklung des technischen System-

designs dezentraler Solarstromspeicher in Deutschland vor.

Hierzu zählen unter anderem die Batterietechnologie, die

Systemtopologie und die Entwicklung der nutzbaren Batterie-

kapazität.

3.4.1 Batterietechnologien KfW-geförderter

Solarstromspeicher

Der Großteil heutiger Heimspeicher verwendet Lithium-

Ionen-Batterien.

Die in den letzten Jahren häufigsten Batterietechnologien für

dezentrale Solarstromspeicher sind Blei-Säure- und Lithium-

Ionen-Batterien. Während zu Beginn der ersten Periode des

KfW-Förderprogramms noch rund 70 von 100 Speichersyste-

men mit Blei-Säure-Batterien ausgestattet waren, zeigt sich

seither ein stetig zunehmender Trend hin zu Lithium-Ionen-

Batterien. Im Jahr 2017 wurden fast alle der neu installierten

Speichersysteme mit Lithium-Ionen-Batterien ausgestattet.

Dies kann einerseits auf die starken Preissenkungen dieser

Speichersysteme zurückgeführt werden (siehe auch Abbil-

dung 3.22). Andererseits sind auch kompaktere Bauweisen,

längere Lebensdauern sowie höhere Effizienzwerte als we-

sentliche Verkaufsargumente für Lithium-Ionen-Batterien zu

sehen [32].

Aufgrund der führenden Stellung von Lithium-Ionen-Techno-

logien bei PV-Speichern, beziehen sich die folgenden Aus-

wertungen hauptsächlich auf Lithium-Ionen-Speichersys-

teme. Damit sind nicht alle Auswertungen dieses Berichts mit

den vorherigen Jahresberichten bedingungslos vergleichbar,

in denen Bleibatterien teilweise noch stärker berücksichtigt

wurden.

Abbildung 3.12: Batterietechnologien KfW-geförderter PV-Speicher aufgeteilt in Lithium und Blei.




3.4.2 Systemtopologien KfW-geförderter

Solarstromspeicher

Etwas mehr als die Hälfte der PV-Speicher sind

AC-gekoppelt.

Abbildung 3.13 zeigt den Marktanteil der verschiedenen Sys-

temtopologien von PV-Speichern. Hierbei wird zwischen AC-

und DC- gekoppelten Speichersystemen unterschieden. PV-

generatorgekoppelte Speichersysteme werden dabei als DC-

gekoppelte Topologie erfasst, auch wenn diese technisch

nicht identisch sind.

Über den gesamten Zeitraum machen AC-gekoppelte Spei-

chersysteme etwas mehr als die Hälfte des Gesamtmarkts

aus. Während der Markt zu Beginn ziemlich ausgeglichen

war, beträgt der Anteil an DC-gekoppelten PV-Speichern

etwa 43 % gegen Ende 2017.

Generell bieten AC-Systeme den Vorteil einer freien Dimen-

sionierung von PV-Anlage und Batteriespeicher sowie einer

einfacheren Nachrüstung an bestehende PV-Anlagen. Befür-

worter DC-gekoppelter Speichersysteme geben dagegen als

Vorteile dieser Systemart tendenziell höhere Effizienzen an,

da der PV-Strom auf dem Weg zur Batterie nicht in Wechsel-

strom umgewandelt werden müsse. Umfangreiche Messun-

gen des ISEA haben jedoch gezeigt, dass generelle Aussa-

gen zu den real erreichbaren Wirkungsgraden von Heimspei-

chern nicht ausschließlich aufgrund der verwendeten Sys-

temtopologie getroffen werden können [28, 29, 32].

Zur Vereinheitlichung der Charakterisierung von PV-Spei-

chern wurde unter Mitarbeit des ISEA, Herstellern, Verbän-

den und Forschungsinstituten der „Effizienzleitfaden PV-

Speicher“ herausgegeben [40]. Dieser definiert einheitliche

Testverfahren und Datenblattangaben.

Abbildung 3.13: Systemtopologien KfW-geförderter PV-Speicher.




3.4.3 Verteilung der nutzbaren Batteriekapazität

von Solarstromspeichern

Die nutzbare Batteriekapazität von Heimspeichern

nimmt zu. Dabei entstehen neue Kapazitätssegmente.

Abbildung 3.14 zeigt die Dichtefunktion der nutzbaren Batte-

riekapazität von Lithium-Ionen-Speichersystemen für die

Jahre 2013 bis 2016 und das Jahr 2017. In 2017 wurden mit

durchschnittlich 7,8 kWh deutlich größere nutzbare Kapazitä-

ten installiert als im vorherigen Zeitraum (6,1 kWh).

Der Großteil der PV-Speicher befindet sich mit rund 55 %

(2013 bis 2016) bzw. 47 % (2017) zwischen 4 und 7 kWh. In-

nerhalb dieses Segments haben sich die Kapazitäten jedoch

hin zu größeren Werten verschoben. Zudem zeichnet sich ein

deutliches Wachstum im Kapazitätssegment von

8 bis 11 kWh ab: Während von 2013 bis 2016 etwa 15 % der

Speichersysteme in diesem Bereich liegen, weisen in 2017

rund 30 % der Speichersysteme nutzbare Kapazitäten zwi-

schen 8 und 11 kWh auf. Auch die Anteile der Speichersys-

teme oberhalb von 11 kWh verdoppelten sich auf rund 10 %.

Die Marktsegmente unterhalb von 4 kWh nutzbarer Kapazität

haben sich um den Faktor 3 auf etwa 6 % verringert.

Der Trend hin zu größeren nutzbaren Batteriekapazitäten

kann durch die Entwicklung des durchschnittlichen Investiti-

onsvolumens für ein Speichersystem erklärt werden (siehe

Abbildung 3.24). Die Zahlungsbereitschaft von etwa 10.000 €

ist in den letzten Jahren nahezu konstant geblieben. Die

Preise sind seit 2013 jedoch um über 50 Prozent gefallen

(siehe Abbildung 3.22). Folglich werden tendenziell größere

Speichersysteme gekauft. An dieser Stelle sollte beachtet

werden, dass insbesondere bei kleinen und mittleren PV-

Nennleistungen die Vergrößerung eines Speichersystems

nur noch geringen Einfluss auf die Autarkie und den Eigen-

verbrauch hat (vgl. Kapitel 4.3).

Abbildung 3.14: Dichtefunktionen der nutzbaren Batteriekapazität registrierter Lithium-Ionen-Solarstromspeicher.




3.4.4 Zeitliche Entwicklung der

Batteriekapazitäten von Heimspeichern

Die durchschnittlich nutzbare Batteriekapazität ist seit

Anfang 2015 um 45 % gestiegen.

In Abbildung 3.15 ist die zeitliche Entwicklung der Batterieka-

pazitäten der geförderten Speichersysteme mit Lithium-Io-

nen-Batterien dargestellt. Die nutzbare Batteriekapazität be-

schreibt dabei den Kapazitätsbereich der Batterie, der für den

regulären Betrieb (das Speichern von Solarstrom) freigege-

ben ist. Die installierte Batteriekapazität umfasst zusätzlich

durch den Hersteller festgelegte Sicherheitsmargen und Alte-

rungsreserven (vgl. Kapitel 5.6).

Nach leichtem Rückgang der durchschnittlich nutzbaren Bat-

teriekapazität bis Ende 2014, stieg diese Größe zwischen An-

fang 2015 (5,5 kWh) und Ende 2017 (8 kWh) um rund 45 %

an. Dieses Wachstum ist vor allem auf die seit Beginn des

Speichermonitorings praktisch konstante Investitionsbereit-

schaft der Speicherbetreiber von rund 10.000 € zurückzufüh-

ren (vgl. Abbildung 3.24). Sinkende Batteriesystemkosten

führen dabei unmittelbar zu größeren Kapazitäten.

Gleichzeitig nimmt der relative Anteil der nutzbaren an der in-

stallierten Batteriekapazität kontinuierlich zu. Betrug dieser

Anfang 2013 noch rund 75 %, sind es Ende 2017 bereits

90 %. Dies kann einerseits auf verbesserte Erfahrungswerte

der Hersteller mit den verwendeten Zellen zurückgeführt wer-

den, die die Nutzung eines größeren Spannungsbereichs er-

möglichen. Andererseits ist teilweise zu beobachten, dass

Hersteller ihre Batteriekapazitäten umdeklarieren, um eine

angeblich 100-prozentig nutzbare Batteriekapazität als Quali-

tätsmerkmal zu vermarkten. In diesem Fall wird gegenüber

dem Kunden eine geringere Kapazität kommuniziert als tat-

sächlich verbaut ist. Um Alterungseffekten entgegenzuwir-

ken, wird dann im Laufe der Betriebsjahre der freigegebene

Kapazitätsbereich sukzessiv erweitert, sodass die nutzbare

Batteriekapazität konstant bleibt.

Abbildung 3.15: Entwicklung der durchschnittlichen Kapazitäten von Lithium-Ionen-Solarstromspeichern.




3.4.5 Nutzbare Batteriekapazität in Abhängigkeit

von der PV-Nennleistung

Größere PV-Anlagen haben tendenziell auch größere

nutzbare Batteriekapazitäten.

In Abbildung 3.16 sind die durchschnittlichen Auslegungen

der beim Speichermonitoring registrierten Batteriespeicher

für unterschiedliche Leistungsklassen von PV-Anlagen dar-

gestellt. Abbildung 3.17 zeigt dieselben Informationen in einer

anderen Darstellung: Hierbei wird das Verhältnis von nutzba-

rer Batteriekapazität und PV-Nennleistung zeitlich aufgelöst

dargestellt. Für die zeitliche Entwicklung wird zwischen den

Zeiträumen 2013 bis 2016 und 2017 unterschieden.

Analog zu den Ergebnissen aus den vorherigen Jahresberich-

ten zeigt sich, dass es für PV-Anlagen im Leistungsbereich

unter 15 kWp eine moderate positive Korrelation zwischen

PV-Anlagengröße und nutzbarer Kapazität des Batteriespei-

chers gibt. So besitzen Anlagenbetreiber mit kleineren PV-

Anlagen tendenziell auch eher kleiner dimensionierte Spei-

chersysteme, während Betreiber größerer PV-Anlagen im

Mittel zu größeren Batteriekapazitäten tendieren. Dies ist im

Sinne einer möglichst vollständigen Ausnutzung der nutzba-

ren Batteriekapazität nachvollziehbar: Der größere und

dadurch kostenintensivere Speicher soll im Sinne einer wirt-

schaftlich optimalen Betriebsweise möglichst täglich durch

die PV-Anlage vollständig geladen werden, da ungenutzte

Speicherkapazitäten bezogen auf eine Amortisierung durch

eingesparte Stromkosten keinen Mehrwert erbringen können.

Ein großer Speicher benötigt somit eine große PV-Anlage, um

regelmäßig vollständig geladen zu werden.

In der Leistungsklasse größer als 15 kWp ist eine stärkere

Zunahme der Batteriekapazität erkennbar. Dies ist insbeson-

dere darauf zurückzuführen, dass ab PV-Nennleistungen von

15 kWp nicht mehr nur privat betriebene PV-Speicher, son-

dern vermehrt (insbesondere landwirtschaftliche) Betriebe mit

großen Dach- oder Freiflächen und entsprechend dimensio-

nierten PV-Anlagen bis 30 kWp in die Bewertung einfließen.

Darüber hinaus weisen gewerbliche Betreiber von kombinier-

ten PV-Speichersystemen häufig auch einen erhöhten Strom-

bedarf auf (siehe hierzu auch Kapitel 4.2.2).

In Abbildung 3.17 ist eine Verschiebung des Verhältnisses

von Batteriekapazität zu PV-Leistung hin zu größeren Werten

zu erkennen. Dies bedeutet: Hatte eine durchschnittliche PV-

Anlage von 8 kWp im ersten Zeitraum (2013 bis 2016) noch

ein Speichersystem von durchschnittlich 6,6 kWh (Rechnung:

8 𝑘𝑊𝑝 ∙ 0,82 𝑘𝑊ℎ

𝑘𝑊𝑝= 6,6 𝑘𝑊ℎ) , so wäre zu einer gleichgroßen

PV-Anlage in 2017 ein Speichersystem von rund 8 kWh in-

stalliert worden. 75 % der Werte in 2017 liegen zwischen

0,6 und 1,2 kWh/kWp, während die übrigen Bereiche nur we-

nig vertreten sind. Nur etwa 2 % der geförderten Speichersys-

teme haben ein Verhältnis oberhalb von 2 kWh/kWp, wobei

der Extremwert bei etwa 9 kWh/kWp liegt. Eine solche Über-

dimensionierung ist jedoch im Sinne der optimalen Ausnut-

zung eines Speichersystems nicht sinnvoll, da die PV-Anlage

in diesem Fall nicht in der Lage ist, das Speichersystem re-

gelmäßig vollständig zu laden.

Insgesamt veranschaulicht diese Abbildung die Entwicklun-

gen der PV-Nennleistungen und der nutzbaren Batteriekapa-

zitäten (Abbildung 3.5 und Abbildung 3.14): Das hohe Wachs-

tum der nutzbaren Batteriekapazität führt dazu, dass auch der

Quotient aus Kilowattstunden und Kilowattpeak ansteigt.




Abbildung 3.16: Durchschnittlich nutzbare Batteriekapazität der registrierten Lithium-Ionen-Speichersysteme in Abhängigkeit von der installierten PV-Nennleistung. Zeitraum: 2013 bis 2017.

Abbildung 3.17: Verhältnis der nutzbaren Batteriekapazität von Lithium-Ionen-Speichersystemen zur PV-Nennleistung.




3.4.6 Nutzbare Batteriekapazität in Abhängigkeit

vom Stromverbrauch vor Speicherkauf

Haushalte mit hohen Stromverbräuchen haben

tendenziell auch größere nutzbare Batteriekapazitäten.

Abbildung 3.18 zeigt die typischen Auslegungen der re-

gistrierten Batteriespeichersysteme in Abhängigkeit vom

durchschnittlichen jährlichen Stromverbrauch der Haushalte

vor Speicherkauf. Dieser Wert bezieht sich also auf das Jahr

vor Installation des PV-Speichers – die gemessenen Strom-

verbräuche von Haushalten mit Speichersystemen werden in

Kapitel 4.2.2 näher betrachtet.

Unterhalb von 3.000 kWh/a kann keine Korrelation zwischen

dem Jahresstromverbrauch und der Speicherkapazität (je-

weils etwa 5 kWh) erkannt werden. Dies ist vermutlich auf das

derzeitige Produktportfolio zurückzuführen, das insbesondere

den Kapazitätsbereich ab 4 kWh abdeckt. Höhere Preise pro

nutzbare Kilowattstunde für verhältnismäßig kleinere Spei-

chersysteme (vgl. Abbildung 3.23) könnten in der Folge zur

Wahl eines etwas größeren Speichersystems führen. Ab hö-

heren Jahresstromverbräuchen von rund 5.000 kWh/a ist

eine Zunahme der nutzbaren Batteriekapazität und dem jähr-

lichen Stromverbrauch zu erkennen: Haushalte mit höherem

Stromverbrauch besitzen tendenziell größere Speichersys-

teme. Bis zu einem Stromverbrauch zwischen 9.000 kWh/a

und 10.000 kWh/a steigt die nutzbare Batteriekapazität hier-

bei auf einen Wert von rund 8 kWh an.

Oberhalb eines jährlichen Stromverbrauchs von

10.000 kWh/a ist wiederum ein stärkerer Anstieg der nutzba-

ren Batteriekapazität zu beobachten. Dieser ist insbesondere

auf die Zusammenfassung der Bereiche von 10.000 kWh/a

bis 60.000 kWh/a zu einem Balken zurückzuführen, die im

Sinne einer besseren Lesbarkeit der Abbildung gewählt

wurde. Dadurch entspricht dieser Bereich nicht der zuvor li-

nearen Skalierung der x-Achse. Die Angaben über die höhe-

ren Stromverbräuche können vor allem auf kleine Gewerbe

und landwirtschaftliche Betriebe zurückgeführt werden, die

neben erweiterten Dach- bzw. Freiflächen zur Installation von

PV-Modulen typischerweise auch einen gegenüber Haushal-

ten deutlich erhöhten jährlichen Strombedarf haben.

Abbildung 3.19 zeigt die Verteilung des dimensionslosen Ver-

hältnisses von der nutzbaren Batteriekapazität zum jährlichen

Stromverbrauch. Dabei wird die nutzbare Kapazität zur bes-

seren Vergleichbarkeit mit dem Faktor 1.000 multipliziert. Für

ein beispielhaftes 5 kWh Speichersystem in einem Haushalt

mit einem jährlichen Stromverbrauch von 5.000 kWh ergäbe

sich folglich ein Verhältnis von 1 ( 5 𝑘𝑊ℎ ∙1.000

5.000 𝑘𝑊ℎ = 1 ). Dem-

nach kann das Verhältnis als „relative Größe“ des Speicher-

systems gesehen werden.

Bei Betrachtung von Abbildung 3.19 kann eine generelle Ver-

schiebung hin zu größeren Verhältnissen gesehen werden.

Wurde bspw. von 2013 bis 2016 bei einem Stromverbrauch

von etwa 5.000 kWh/a noch ein durchschnittliches Speicher-

system von 6,5 kWh (Verhältnis 1,3) installiert, stieg dieser

Wert im Jahr 2017 auf 8 kWh (Verhältnis 1,6) an. Des Weite-

ren ist ein gleichmäßigerer Verlauf der Verteilung des Jahres

2017 zu erkennen. Diese Entwicklung spiegelt ein breiter wer-

dendes Produktportfolio des Marktes wider, das passende

Lösungen für eine Vielzahl von möglichen Anwendungsfällen

bieten kann.

Zu beachten ist hierbei, dass die angegebenen Stromver-

bräuche der Monitoringteilnehmer in den letzten Jahren etwa

konstant geblieben sind. Die Verschiebung der Verteilung hin

zu größeren Verhältnissen ist aus diesem Grund einzig auf

die Zunahme der durchschnittlich nutzbaren Batteriekapazi-

täten der Speichersysteme zurückzuführen (vgl. hierzu auch

Abbildung 3.14 und Abbildung 3.15).




Abbildung 3.18: Durchschnittlich nutzbare Batteriekapazität der registrierten PV-Speicher in Abhängigkeit vom jährlichen Stromverbrauch. Zeitraum: 2013 bis 2017.

Abbildung 3.19: Verhältnis von nutzbarer Batteriekapazität zum jährlichen Stromverbrauch. Ein Verhältnis von 1 bedeutet

bspw. eine Kapazität von 6 kWh bei einem jährlichen Stromverbrauch von 6.000 kWh. Zeitraum: 2013 bis 2017.


3.5 Marktanteile und Preise



In diesem Kapitel werden die Marktanteile der Hersteller von

PV-Speichern und die Entwicklung der Endkundensys-

tempreise vorgestellt.

3.5.1 Marktanteile der Hersteller von geförderten

PV-Speichern

Inländische Hersteller dominieren weiterhin den PV-

Speichermarkt in Deutschland.

Abbildung 3.20 zeigt die Anzahl der beim Speichermonitoring

registrierten PV-Speicher der 12 markthäufigsten Hersteller in

den Jahren 2013 bis 2017. Eine Liste der Top 20 Hersteller

kann in Anhang B gefunden werden. Es ist zu beachten, dass

die Auswertungen nicht den Gesamtmarkt, sondern aus-

schließlich die Marktanteile innerhalb der KfW-Förderung dar-

stellen. Zur Interpretation der Auswertungen sind außerdem

folgende Randbedingungen zu berücksichtigen:

Die Analysen basieren auf den Angaben der jeweiligen

Speicherbetreiber. Fehleinschätzungen oder Falschein-

gaben der Betreiber können somit grundsätzlich zu einer

fehlerhaften Zuordnung der Anlage führen (siehe Kapi-

tel 3.1). Dies gilt jedoch statistisch gesehen für alle be-

trachteten Systeme in gleicher Weise; die Ergebnisse der

Analyse sind somit grundsätzlich als stabil einzuschätzen.

Ein Teil der Fördernehmer hat anstelle des Speichersys-

temherstellers ausschließlich den Namen des Batteriemo-

dulherstellers angegeben. Diese externen Batterien wer-

den an Batteriewechselrichtern ohne eigenen Energie-

speicher angeschlossen, wie sie beispielsweise von SMA,

Fronius oder Kostal vertrieben werden. Im Rahmen der

Analyse ist daher tendenziell von einer Unterbewertung

von Herstellern kombinierter Speichersysteme (Batterie-

wechselrichter von Hersteller A und Batterie von Herstel-

ler B) auszugehen.

Seit Beginn des Speichermonitorings stellt die Firma Sonnen

mit derzeit über 3.500 registrierten Speichersystemen den

Hersteller mit den meisten KfW-geförderten Speichern dar.

Auf Platz zwei und drei folgen DEV Senec (etwa 3.000 re-

gistrierte PV-Speicher) und E3/DC (etwa 2.700 registrierte

Systeme). Die Top 5 Hersteller werden abgeschlossen von

SMA (etwa 1.900 Registrierungen) und LG Chem (rund 1.500

registrierte Heimspeicher).

In Abbildung 3.21 sind zusätzlich die prozentualen Marktan-

teile der Neuinstallationen im Jahr 2017 sowie im Zeitraum

2013 bis 2016 dargestellt. Die Sortierung erfolgt dabei gemäß

den Marktanteilen des Jahres 2017. Es zeigt sich, dass Son-

nen auch im Jahr 2017 mit rund 19 % auf dem ersten Platz

liegt. Die Firma E3/DC kann im Jahr 2017 Platz zwei mit 18 %

einnehmen und auf Platz drei folgt LG Chem. Die Deutsche

Energieversorgung Senec und die Firma SMA belegen im

Jahr 2017 innerhalb der KfW-Förderung Platz vier und fünf.

Hierbei ist wiederum zu beachten, dass einige Batteriespei-

cher (beispielsweise von LG Chem oder Mercedes-Benz)

ohne eigene Wechselrichter vertrieben werden, was teilweise

zu fehlerhaften oder unvollständigen Nutzereinträgen in der

Datenbank des Speichermonitorings führt. Insbesondere der

KfW-spezifische Marktanteil der Firma SMA liegt aus diesem

Grund vermutlich deutlich höher als in Abbildung 3.20 und Ab-

bildung 3.21 dargestellt.

Insgesamt nehmen die Top 5 Hersteller einen Marktanteil von

mehr als 60 % in der KfW-Förderung ein. Die Firmen Solar-

watt und Tesla kommen mit steigenden Marktanteilen nach

KfW-Förderung auf jeweils etwa 5 % der registrierten PV-

Speicher.




Abbildung 3.20: Übersicht der 12 Hersteller mit den meisten registrierten KfW-geförderten PV-Speichern von 2013-2017.

Abbildung 3.21: Marktanteile nach KfW-Förderung der 10 Hersteller mit den meisten registrierten PV-Speichern im Jahr 2017.




3.5.2 Endkundenpreise KfW-geförderter

Speichersysteme

Die Endkundenpreise für Lithium-Ionen-Speicher haben

sich seit Mitte 2013 halbiert.

In Abbildung 3.22 ist die Entwicklung der normierten Endkun-

densystempreise von PV-Speichern mit Lithium-Ionen-Tech-

nologie seit Beginn des KfW-Förderprogramms im Mai 2013

bis Ende 2017 dargestellt. Für die Auswertung gelten fol-

gende Randbedingungen:

Dargestellt sind die angegebenen Speichersystempreise

pro Kilowattstunde der nutzbaren Batteriekapazität.

Die angegebenen Preise beziehen sich jeweils auf das

gesamte Speichersystem (Batteriespeicher, Leistungs-

elektronik, Schütze, Sensoren etc.).

PV-Module und Installationskosten sind nicht Teil der Dar-

stellung.

Nachgerüstete Speichersysteme und Neuinstallationen

von Komplettsystemen (PV-Anlage und Speicher) werden

gemischt betrachtet.

DC- und AC-Systeme werden gemischt betrachtet. Bei

AC-gekoppelten Speichersystemen geht der PV-Wech-

selrichter nicht in die Berechnung des Preises mit ein.

Die angegebenen Preise verstehen sich inklusive der ge-

setzlichen Mehrwertsteuer von 19 %.

Wurden die Speichersystem- und Installationskosten als

Paketpreis angegeben, so wird für die Installation des

Speichers der Mittelwert der angegebenen Installations-

kosten von Batteriespeichern abgezogen.

Die Preise für PV-Speichersysteme mit Lithium-Ionen-Batte-

rien sind im Verlauf des KfW-Förderprogramms rasant gefal-

len. Seit Mitte 2013 fielen die durchschnittlichen Endverbrau-

cherpreise von über 2.600 €/kWh um mehr als 50 % auf etwa

1.300 €/kWh. Dabei ergibt sich je nach Hersteller, Topologie,

Dimensionierung und Funktionalität (z.B. Notstromversor-

gung) der Speichersysteme eine hohe Preisspannweite von

etwa 1.000 €/kWh.

Fraglich bleibt die zukünftige Entwicklung der Speichersys-

tempreise vor dem Hintergrund des enormen Wachstums der

Elektromobilitätsmärkte. Während sich insbesondere für Her-

steller aus dem Automobilbereich günstige Zellpreise durch

hohe Skaleneffekte ergeben, könnte es sich für klassische

Heimspeicherhersteller zukünftig als schwierig erweisen,

langfristige Lieferverträge mit Zellherstellern zu schließen.

Die Systempreise sind abhängig von der Größe des

Speichersystems.

Abbildung 3.23 verdeutlicht die Abhängigkeiten der normier-

ten Preise von der Größe der nutzbaren Batteriekapazität des

Speichersystems: Größere Speichersysteme haben tenden-

ziell geringere normierte Preise. Während PV-Speicher mit

Kapazitäten unter 6 kWh im Jahr 2017 hohe normierte Preise

von durchschnittlich über 1.700 €/kWh aufweisen, liegen mitt-

lere Solarstromspeicher zwischen 6 und 12 kWh mit unter

1.300 €/kWh im günstigeren Preissegment. Große Speicher-

systeme zwischen 12 und 50 kWh sind durchschnittlich für

etwa 1.000 €/kWh erhältlich. Je nach Hersteller, Funktionali-

tät und Kapazitätsgröße können Preise unterhalb von

700 €/kWh erreicht werden.

Die Abhängigkeit der Preise von der nutzbaren Batteriekapa-

zität ist vor allem auf die (kapazitätsunabhängigen) Fixkosten

der Heimspeicher für bspw. die Leistungselektronik, die

Strommessung oder das EMS zurückzuführen. Folglich erge-

ben sich durch nahezu identische Fixkosten bei PV-Speicher-

systemen mit größeren nutzbaren Kapazitäten geringere nor-

mierte Systempreise.




Abbildung 3.22: Durchschnittliche normierte Endkundensystempreise von Lithium-Ionen-Solarstromspeichern inklusive Leis-tungselektronik und Mehrwertsteuer.

Abbildung 3.23: Durchschnittliche normierte Endkundensystempreise von Lithium-Ionen-Solarstromspeichern in Abhängigkeit von der nutzbaren Batteriekapazität im Jahr 2017.




3.5.3 Entwicklung der durchschnittlichen Inves-

titionssumme für Heimspeicher

„Wie viel Speicher bekomme ich für 10.000 €?“

Abbildung 3.24 zeigt die Entwicklung der durchschnittlichen

Ausgaben für Speichersysteme (inkl. MwSt.) von 2013 bis

2017. Es zeigt sich, dass die durchschnittlichen Investitions-

summen pro Speichersystem über den gesamten Zeitraum

nahezu konstant bei 10.000 € liegen. Auch die statistische

Streuung um diesen Wert ist in den gezeigten Jahren nahezu

identisch, wenngleich gerade in den Anfangsjahren noch

leicht erhöhte Werte zu finden sind.

Die erhobenen Daten legen die Vermutung nahe, dass sich

der Großteil der Verbraucher bei der Auswahl eines Heim-

speichers nicht nur an technischen Parametern wie Autarkie-

grad, Ersatzstromfunktionalität oder Multinutzen orientiert,

sondern auch ein fixes Budget mitbringt. Die emotionale

Grenze zur Investition in ein Heimspeichersystem liegt dabei

anscheinend für die meisten Endkunden bei rund 10.000 €.

Dieser Zusammenhang kann als eine wesentliche Ursache

des Trends zu größeren nutzbaren Speicherkapazitäten ge-

sehen werden (siehe Kapitel 3.4.4). Mit stetig günstiger wer-

denden Preisen pro Kilowattstunde (siehe Kapitel 3.5.1) wer-

den bei gleichbleibender Investitionsbereitschaft der Verbrau-

cher sukzessiv größere Speichersysteme installiert, die in der

Folge auch höhere Autarkiegrade erlauben.

Der Wunsch nach maximaler Autarkie innerhalb eines defi-

nierten Preisrahmens ist grundsätzlich nachvollziehbar. Im

Sinne einer optimalen Speicherauslegung sollten jedoch

auch weitere Parameter berücksichtigt werden. Insbesondere

bei Haushalten mit verhältnismäßig kleinen PV-Anlagen und

geringem Stromverbrauch ist der differenzielle Nutzen einer

zusätzlichen Kilowattstunde Speicherkapazität oft überschau-

bar (siehe Kapitel 4.3.3).

Abbildung 3.24: Durchschnittliche Ausgaben pro Speichersystem inklusive Mehrwertsteuer (Lithium-Ionen und Blei).


3.6 Kaufmotivation, wirtschaftliche Erwartungen und Betriebserfahrungen


3.6 Kaufmotivation, wirtschaftliche

Erwartungen und Betriebserfahrungen

Dieses Kapitel stellt die Kaufmotivation sowie die wirtschaftli-

che Erwartungshaltung und die gemachten Erfahrungen von

Betreibern KfW-geförderter Speichersysteme vor.

3.6.1 Motive für den Kauf eines PV-Speichers

Die Motivationsgründe für den Kauf eines PV-Speichers

sind seit 2013 unverändert.

In Abbildung 3.25 sind die von den befragten Speichersys-

tembetreibern angegebenen wesentlichen Investitionsmotive

zusammen mit ihrer jeweils aufgetretenen relativen Häufigkeit

dargestellt. Hierbei ist die Gesamtheit der Antworten nach

dem Datum der jeweiligen Installation in die Zeiträume 2013

bis 2016 und 2017 unterteilt.

Für beide Zeiträume zeigen sich sehr ähnliche Umfrageer-

gebnisse: Als wesentliche Gründe für die Investition in einen

Solarstromspeicher werden von jeweils über 80 % der Be-

fragten eine Absicherung gegen zukünftig steigende Strom-

preise sowie das proaktive Partizipieren an der deutschen

Energiewende angegeben. Daneben war für über 55 % der

Betreiber von PV-Speichern ein „allgemeines Interesse“ an

der Technologie ein wesentliches Kaufargument. Eine Absi-

cherung gegen Stromausfälle oder das Investieren in eine si-

chere Geldanlage hingegen wurde jeweils nur von

20 bis 25 % der Befragten als kaufentscheidend angegeben.

Neuinstallierte PV-Anlagen haben eine garantierte Einspeise-

vergütung von 20 Jahren. Dies erklärt die verhältnismäßig ge-

ringe Nennung des Wegfalls der Einspeisevergütung durch

weniger als 15 % der Befragten.

Abbildung 3.25: Motivationsgründe der Käufer KfW-geförderter Solarstromspeicher.




3.6.2 Wirtschaftliche Erwartungen an den Heim-

speicherbetrieb

Mehr als die Hälfte der Speicherbetreiber erwartet

positive Renditen.

Abbildung 3.26 stellt den zeitlichen Verlauf der angegebenen

Erwartungen registrierter Anlagenbetreiber an die Wirtschaft-

lichkeit ihres PV-Speichers dar. Die Gewinnerwartung hat

sich zwischen Anfang 2013 (41 %) und Ende 2017 (55 %) um

14 Prozentpunkte gesteigert. Des Weiteren ist eine Vermin-

derung der Verlusterwartung von 16 % (Anfang 2013) auf 5 %

(Ende 2017) zu erkennen. Dies entspricht einer Verringerung

von Personen mit dieser Erwartungshaltung um mehr als den

Faktor 3. Der Anteil, der eine Nullgeschäft-Erwartung angibt,

schwankt zwischen den Jahren im Bereich von 37 bis 46 %

und liegt Ende 2017 bei 40 %. Insgesamt spiegeln sich die in

Abbildung 3.25 gezeigten Motivationsgründe auch in der wirt-

schaftlichen Erwartungshaltung wider: Den Betreibern von

PV-Speichern ist heute insbesondere die Partizipation an ge-

sellschaftlichen Prozessen wie der Stärkung der erneuerba-

ren Energien und der Dezentralisierung der deutschen Strom-

erzeugung wichtig. Der Anteil von 45 % an Käufern ohne po-

sitive Renditeerwartung zeigt, dass fast die Hälfte der Käufer

von PV-Speichern heutzutage weiterhin der Gruppe der „In-

novators" bzw. „Early Adopters" zugerechnet werden kann.

Diese Bevölkerungsgruppen gelten dabei als überdurch-

schnittlich gebildet, wohlhabend und technologieinteressiert

[41–43]. Sie achten weniger auf die Wirtschaftlichkeit einer

Investition und zeigen hohes Interesse an der Technologie.

Die gezeigte Auswertung trifft keine Aussagen über die Wirt-

schaftlichkeit eines Speichersystems. Diese kann unter Zuhil-

fenahme unabhängiger Speicherrechner wie beispielsweise

dem der RWTH Aachen [44] oder dem des Ökoinstituts [45]

am konkreten Beispiel abgeschätzt werden.

Abbildung 3.26: Wirtschaftliche Erwartungen der Käufer KfW-geförderter Solarstromspeicher.




3.6.3 Betriebserfahrungen mit Heimspeichern

Betreiber von PV-Speichern sind überwiegend zufrieden

mit Kauf, Installation und Betrieb des Speichers.

In Abbildung 3.27 ist der zeitliche Verlauf der von den Käufern

angegebenen Erfahrungen dargestellt. Den Teilnehmern der

Umfrage wurden dabei jeweils drei Möglichkeiten (Positiv /

Neutral / Negativ) zur Auswahl gegeben. Typischerweise wird

die Registrierung einige Monate nach der Installation durch-

geführt. Somit beziehen sich die Erfahrungswerte insbeson-

dere auf die Beschaffung, die Installation und die anfängli-

chen Betriebserfahrungen.

Die KfW-geförderten Kunden sind über den gesamten Zeit-

raum zu mehr als 70 % überwiegend zufrieden mit dem Pro-

dukt PV-Speicher. Der Anteil an ausschließlich positiven Er-

fahrungen ist von Ende 2013 (73,3 %) mit leichten Schwan-

kungen auf fast 80 % in 2017 gestiegen. Auch der Anteil an

ausschließlich negativen Erfahrungen befindet sich durchge-

hend auf einem Niveau zwischen 1 und 3 %.

Die Entwicklung hin zu positiven Erfahrungen lässt sich bspw.

dadurch erklären, dass die Beratung durch Hersteller, Vertrei-

ber oder Solarteure aufgrund steigender Erfahrungswerte

professioneller umgesetzt wird, der Vertrieb und die Lieferung

der PV-Speicher im Allgemeinen reibungslos funktionieren,

und die verantwortlichen Installateure ausreichend geschult

sind, um PV-Speicher zügig zu installieren. Es ist hierbei je-

doch anzumerken, dass es sich um rein subjektive Einschät-

zungen der Betreiber handelt. Insbesondere kann die Selbst-

einschätzung der Betreiber keinen Hinweis auf die Qualität

der elektrischen Installationen geben [28]. Das Speichermo-

nitoring kann jedoch bestätigen, dass standardisierte Pro-

dukte und vermehrte Erfahrungen und Routinen von Herstel-

lern und Installateuren zu einer quantifizierbar höheren Kun-

denzufriedenheit geführt haben.

Abbildung 3.27: Erfahrungen der Käufer KfW-geförderter Solarstromspeicher mit Kauf, Installation und Betrieb.

4 Das Standard-Monitoring


Das Standard-Monitoring 59


Das Standard-Monitoring befasst sich mit der Analyse der

Energieflüsse von Haushalten und kleinen Gewerben mit PV-

Speicher. Die kontinuierliche Erfassung von Energieflüssen

erlaubt dabei Rückschlüsse auf die Eigenverbrauchsquoten

und Autarkiegrade von PV-Anlagen und Heimspeichern. Hie-

raus können unter anderem die Effekte eines vermehrten so-

laren Eigenverbrauchs auf Steuern, Umlagen und Netzent-

gelte abgeleitet werden. Dazu werden in Kapitel 4.1 zunächst

die Datenbasis und deren Aufbereitung vorgestellt. Anschlie-

ßend werden ab Kapitel 4.2 die Auswertungen des Standard-

Monitorings beschrieben und diskutiert.


Die Datenbasis des Standard-Monitorings bilden sowohl ma-

nuell eingetragene Zählerstände der Nutzer als auch automa-

tisch generierte Logfiles der Speichersysteme. Die Logfiles

stammen dabei entweder von den Teilnehmern des Monito-

ringprogramms oder wurden durch Hersteller von Heimspei-

chersystemen anonymisiert bereitgestellt. Alle Betriebsdaten

werden dabei stets aggregiert und anonymisiert ausgewertet.

Zu den erfassten Energieflüssen zählen:

Solare Erzeugung in kWh

Netzeinspeisung in kWh

Netzbezug in kWh

Stromverbrauch in kWh

Nach Möglichkeit:

o Energieeinspeisung in Batterie in kWh

o Energieausspeisung aus Batterie in kWh

Da es bei der Eingabe von Zählerständen aber auch bei der

automatischen Erfassung von Logfiles zu Fehlern kommen

kann, die einen negativen Einfluss auf die Auswertungsquali-

tät hätten, wurden umfangreiche Methoden zur Datenbereini-

gung entwickelt (für eine detaillierte Beschreibung siehe unter

anderem [28, 29, 32]). Bei der Überprüfung der eingetrage-

nen Daten zum Standard-Monitoring wird zwischen manuell

eingegebenen Zählerständen und hochgeladenen Logfiles

unterschieden:

Manuell eingetragene Zählerstände

Um Tippfehler oder das Vertauschen von Eingabefeldern zu

vermeiden, gelten bei der manuellen Eingabe von Zählerstän-

den durch die Nutzer im Webinterface folgende Einschrän-

kungen:

Zählerstände, die geringer sind als die des Vormonats

werden nicht zugelassen.

Weiterhin werden unrealistisch hohe Zählersprünge, also

Werte weit oberhalb der letzten Eingabe, nicht akzeptiert.

Die zugehörigen Maximalwerte werden dabei dynamisch

anhand des Zeitpunktes der letzten Eingabe ermittelt.

Logfiles von Speichersystemen

Die von Speichersystemen automatisch generierten Logfiles

werden vor der Weiterverarbeitung zunächst auf Vollständig-

keit und Konsistenz geprüft. Eine Übernahme in die Daten-

bank zur Analyse der Speicherbetriebsdaten geht zusätzlich

mit einer Sichtprüfung der Energieflüsse und Wirkungsgrade

einher. Dabei werden die Daten vergleichbarer Systeme als

Referenz herangezogen.

Die Datenbasis des Standard-Monitorings ist seit 2014 stetig

gewachsen. Für das Jahr 2017 konnte auf die monatlichen

Energieflussdaten von mehr als 15.000 Haushalten zurück-

gegriffen werden.

Bild auf S. 58 © andreypopow/fotolia.com


4.2 PV-Erzeugung und Stromverbrauch



Dieses Kapitel stellt Auswertungen zu jährlicher PV-Erzeu-

gung und Stromverbrauch von Haushalten mit PV-Speicher

vor. Diese Daten sind unter anderem hinsichtlich der Interpre-

tation von Eigenverbrauchsquoten und Autarkiegraden in den

folgenden Kapiteln erforderlich.

4.2.1 PV-Erzeugung

Etwa 70 % der jährlichen PV-Erzeugung fällt in das Som-

merhalbjahr.

Abbildung 4.1 zeigt die normierte PV-Erzeugung der ausge-

werteten Energiezählerdaten für das Jahr 2017. Zusätzlich ist

in Abbildung 4.3 die Häufigkeitsverteilung der normierten jähr-

lichen PV-Erzeugung dargestellt.

Die ausgewerteten Daten zeigen den typischen Verlauf der

PV-Erzeugung für die nördliche Hemisphäre mit hohen Er-

zeugungsraten von April bis September und geringer solarer

Einstrahlung von Oktober bis März. Die mittleren monatlichen

Erzeugungsraten für das Jahr 2017 reichen dabei von rund

10 kWh/kWp im Dezember bis hin zu 125 kWh/kWp im Juni.

Die jährlichen Erzeugungsraten liegen verteilt um

910 kWh/kWp. Damit erzeugt eine durchschnittliche PV-An-

lage von rund 8 kWp etwa 7.300 kWh im Jahr. Es zeigt sich

weiterhin, dass manche der ausgewerteten Anlagen stark un-

terdurchschnittliche jährliche Erzeugungswerte aufzeigen.

Hier könnte bspw. eine übermäßige Verschattung, eine man-

gelhafte Installation oder eine vorzeitige Alterung bzw. Be-

schädigung der PV-Module vorliegen. Um einen wirtschaftli-

chen Schaden infolge von Mindererzeugung zu vermeiden,

sollten Betreiber von PV-Anlagen die Erzeugung ihrer Anlage

regelmäßig überprüfen, beispielsweise durch geeignete Mo-

nitoringportale der Hersteller oder einen Blick auf den Ein-

speisezähler.

4.2.2 Stromverbrauch

Im Winterhalbjahr ist der durchschnittliche Stromver-

brauch um rund 30 % höher als im Sommerhalbjahr.

Abbildung 4.2 zeigt den monatlichen Stromverbrauch der

ausgewerteten Haushalte für das Jahr 2017. Zusätzlich ist in

Abbildung 4.4 die Häufigkeitsverteilung der jährlichen Strom-

verbräuche dargestellt.

Die monatlichen Stromverbräuche sind im Winterhalbjahr mit

durchschnittlich etwa 650 kWh pro Monat rund 30 % höher

als im Sommerhalbjahr (rund 500 kWh pro Monat). Damit ist

der Verlauf der monatlichen Stromverbräuche gegensätzlich

zum Verlauf der PV-Erzeugung. Im Sinne einer möglichst ho-

hen Autarkie ist dies ungünstig: Während in den verbrauchs-

starken Wintermonaten wegen der geringen PV-Erzeugung

viel Strom aus dem Netz bezogen werden muss, steht der

hohen PV-Erzeugung im Sommer teilweise keine lokale Ab-

nahmemöglichkeit gegenüber.

Auffällig bei der monatlichen Betrachtung ist ebenfalls der

Wertebereich, in dem 75 % aller Werte liegen. Der Großteil

dieses Bereichs liegt oberhalb des Medians, was insbeson-

dere auf Haushalte mit großen Verbrauchern (unter anderem

Elektroauto und Wärmepumpen oder Durchlauferhitzer) so-

wie Gewerbe und landwirtschaftliche Betriebe zurückzufüh-

ren ist. Dies erklärt auch, weshalb der Median (repräsentiert

die Mehrheit der Haushalte) stets unterhalb des arithmeti-

schen Mittels (repräsentiert den durchschnittlichen Haushalt)

liegt. Verglichen mit den vom BDEW herausgegebenen Stan-

dardlastprofilen sind die überdurchschnittlichen Stromver-

bräuche von jährlich fast 7.000 kWh nicht auf die Speicher-

systeme an sich zurückzuführen. Vielmehr investieren gerade

solche Haushalte in einen Speicher, die bereits aufgrund ei-

ner stärkeren Elektrifizierung anderer Bereiche (Wärme oder

Mobilität) einen erhöhten Stromverbrauch haben und somit

auch von perspektivisch steigenden Strompreisen stärker be-

troffen wären (siehe auch Kapitel 3.6.1).




Abbildung 4.1: Arithmetische Mittel der normierten monatlichen PV-Erzeugung pro kWp (Jahr 2017).

Abbildung 4.2: Arithmetische Mittel der monatlichen Stromverbräuche von Haushalten und Gewerben mit PV-Speicher (Jahr 2017).




Abbildung 4.3: Verteilung der normierten jährlichen PV-Erzeugung pro kWp (Jahr 2017). Eine durchschnittliche PV-Anlage von 8 kWp erzeugt im Jahr rund 7.300 kWh.

Abbildung 4.4: Verteilung der jährlichen Stromverbräuche von Haushalten und Gewerben mit PV-Speicher (Jahr 2017).


4.3 Eigenverbrauch und Autarkie



Dieses Kapitel stellt die Auswertungen zur Eigenverbrauchs-

quote und zum Autarkiegrad vor.

4.3.1 Differenzierung von Eigenverbrauchsquote

und Autarkiegrad

Zur Beschreibung der Wirkung eines Heimspeichers ist

der Autarkiegrad besser geeignet als die

Eigenverbrauchsquote.

Im Kontext von PV-Anlagen und Heimspeichern werden die

Begriffe „Eigenverbrauchsquote“ und „Autarkiegrad“ zum Teil

fälschlicherweise synonym verwendet.

Die Eigenverbrauchsquote entspricht dem Anteil der lokal

erzeugten PV-Leistung, der zur Versorgung des Haushaltes

beiträgt. Eine Volleinspeisung der PV-Anlage hätte eine Ei-

genverbrauchsquote von 0 %, ein vollständiges Nutzen der

gesamten Solarenergie eine Eigenverbrauchsquote von

100 % zur Folge.

Dabei ist zu beachten, dass der Eigenverbrauch durch diese

Definition für typische Privathaushalte umso größer wird, je

kleiner die Nennleistung der installierten PV-Anlage ist. Im

Extremfall bedeutet eine 50 Wp PV-Anlage zwar eine Eigen-

verbrauchsquote von bis zu 100 %, ist aus energetischer

Sicht jedoch nahezu vernachlässigbar.

Der Autarkiegrad beschreibt den Anteil der elektrischen

Haushaltslast, der durch lokal erzeugten PV-Strom gedeckt

wird. Eine Volleinspeisung der PV-Anlage hätte die vollstän-

dige Deckung des Stromverbrauchs aus dem Netz und damit

einen Autarkiegrad von 0 % zur Folge. Ein Autarkiegrad von

100 % kann dagegen nur dann erreicht werden, wenn der ge-

samte Strombedarf des Haushaltes aus PV-Anlage und Spei-

chersystem gedeckt wird und somit kein Strom mehr aus dem

Netz bezogen werden muss. Insbesondere in den Wintermo-

naten ist dies für die meisten Haushalte in Deutschland aber

nicht möglich. Der Autarkiegrad eines Haushaltes wird grö-

ßer, je größer die Nennleistung der installierten PV-Anlage ist.

Daher ist der Autarkiegrad die geeignetere Kenngröße, um

den Effekt eines Speichersystems zu beschreiben.

Abbildung 4.5: Qualitative Darstellung der Verläufe von Eigenverbrauchsquote und Autarkiegrad.

100 %Eigenverbrauchsquote

Größe von PV-Anlage und Speicher

Eig

en

ve

rbra

uch

sq

uo

te

und A

uta

rkie

gra

d in

% Bei sehr kleinen PV-Anlagen

wird die gesamte PV-Energie

durch den Grundverbrauch

des Hauses genutzt

Bei Vergrößerung der PV-Anlage wird immer mehr

PV-Energie eigespeist, da die PV-Anlage zeitweise

mehr erzeugt als der Haushalt verbraucht und

in die Batterie geladen werden kann

Bei bereits sehr großen PV-Speichern hat eine

Vergrößerung des PV-Speichers nur noch

geringen Einfluss auf den Autarkiegrad und die

Eigenverbrauchsquote: Beide Größen nähern sich

asymptotisch ihren Grenzwerten

Mit einer Vergrößerung der PV-Anlage und des Speichers

steigt die Autarkie: Die lokal erzeugte PV-Energie

verringert den Netzbezug Eigenverbrauchsquote

Autarkiegrad




In Abbildung 4.5 ist der qualitative Verlauf der Eigenver-

brauchsquote und des Autarkiegrads in Abhängigkeit von der

PV-Nennleistung und der nutzbaren Batteriekapazität sche-

matisch dargestellt. Ein Haushalt mit sehr kleiner PV-Anlage

und sehr kleinem Speichersystem hat eine Eigenverbrauchs-

quote von rund 100 %, da die erzeugte PV-Energie den

Grundverbrauch des Haushaltes nicht übersteigt und somit

vollständig im Haushalt verbraucht wird. Im Gegenzug wird

nur ein kleiner Bruchteil des Netzbezugs des Haushaltes

durch die geringe PV-Erzeugung verdrängt, weshalb der Au-

tarkiegrad dieser Anlagenkonfiguration nahe 0 % liegt.

Mit der Erhöhung der Größen von PV-Anlage und Speicher

ergeben sich folgende Entwicklungen:

Die Eigenverbrauchsquote nimmt ab, da die PV-Erzeu-

gung einer größeren PV-Anlage zeitweise höhere Werte

als die Summe aus Haushaltslast und Speicherladung an-

nimmt und der Überschuss ins Stromnetz gespeist wird.

Der Autarkiegrad nimmt zu, da ein höherer Anteil des

Stromverbrauchs durch den steigenden Direktverbrauch

und den Speicher gedeckt wird.

Ab einer gewissen Größe von PV-Anlage und Speicher hat

eine Vergrößerung beider Komponenten nur noch geringe

Auswirkungen auf die Eigenverbrauchsquote und den Autar-

kiegrad.

4.3.2 Eigenverbrauchsquote

Die Eigenverbrauchsquoten von Haushalten mit PV-

Speicher sind stark jahreszeitenabhängig.

Abbildung 4.6 zeigt die monatlichen Eigenverbrauchsquoten

von Haushalten mit PV-Speicher für das Jahr 2017. In Abbil-

dung 4.7 ist zusätzlich die Häufigkeitsverteilung der erreich-

ten Eigenverbrauchsquote derselben Haushalte dargestellt.

Die Eigenverbrauchsquoten wurden analog zu den vorheri-

gen Jahresberichten gemäß folgender Formel ermittelt:

𝐸𝑉𝑄 = (1 −𝑁𝑒𝑡𝑧𝑒𝑖𝑛𝑠𝑝𝑒𝑖𝑠𝑢𝑛𝑔 𝑖𝑛 𝑘𝑊ℎ

𝑃𝑉 𝐸𝑟𝑧𝑒𝑢𝑔𝑢𝑛𝑔 𝑖𝑛 𝑘𝑊ℎ) ∙ 100 %

Es zeigt sich, dass die Eigenverbrauchsquoten eine starke

jahreszeitliche Abhängigkeit aufweisen. Dies ist insbeson-

dere auf die unterschiedlichen Erzeugungs- und Verbrauchs-

bedingungen zurückzuführen (siehe Abbildung 4.1 und Abbil-

dung 4.2). Qualitativ lässt sich zusammenfassen:

Im Winter wird durchschnittlich über 70 % der PV-Erzeu-

gung im Haushalt verbraucht. Lediglich 30 % der PV-Er-

zeugung wird in das Stromnetz eingespeist. Dies ist

dadurch zu erklären, dass der lokale Hausverbrauch die

zu dieser Zeit geringen PV-Erzeugungen zu den meisten

Tageszeiten übersteigt.

Im Sommer dagegen ist die durchschnittliche PV-Erzeu-

gung höher und der Stromverbrauch reduziert. Dies führt

dazu, dass nur rund 40 bis 50 % der PV-Erzeugung im

Haushalt verbraucht und etwa 50 bis 60 % in das Strom-

netz eingespeist werden.

Insgesamt verhält sich die Eigenverbrauchsquote damit ge-

gensätzlich zum Autarkiegrad, der im Sommer wesentlich hö-

her ist als im Winter (siehe Kapitel 4.3.3).

Die jährlichen Eigenverbrauchsquoten liegen verteilt

um 50 %.

Über das Jahr betrachtet verbrauchen Haushalte mit PV-

Speicher rund 50 % der auf ihren Dächern erzeugten PV-

Energie selbst. Analog zu den Erläuterungen im vorhergehen-

den Kapitel haben kleinere PV-Anlagen dabei tendenziell grö-

ßere Eigenverbrauchsquoten als große PV-Anlagen.




Abbildung 4.6: Arithmetische Mittel der monatlichen Eigenverbrauchsquote von Haushalten und Gewerben mit PV-Speicher (Jahr 2017).

Abbildung 4.7: Jährliche Eigenverbrauchsquoten von Haushalten und Gewerben mit PV-Speicher (Jahr 2017).




4.3.3 Autarkiegrad

Die Autarkiegrade von Haushalten mit PV-Speicher sind

stark jahreszeitenabhängig.

Abbildung 4.8 zeigt die monatlichen Autarkiegrade von Haus-

halten mit PV-Speicher für das Jahr 2017. Zusätzlich ist in

Abbildung 4.9 die Häufigkeitsverteilung der gemessenen jähr-

lichen Autarkiegrade dargestellt. Der Autarkiegrad wurde

analog zu den vorherigen Jahresberichten gemäß der folgen-

den Formel berechnet:

𝐴𝑢𝑡𝑎𝑟𝑘𝑖𝑒𝑔𝑟𝑎𝑑 = (1 −𝑁𝑒𝑡𝑧𝑏𝑒𝑧𝑢𝑔 𝑖𝑛 𝑘𝑊ℎ

𝑆𝑡𝑟𝑜𝑚𝑣𝑒𝑟𝑏𝑟𝑎𝑢𝑐ℎ 𝑖𝑛 𝑘𝑊ℎ) ∙ 100 %

In Abbildung 4.8 kann ein ausgeprägter jahreszeitlicher Ver-

lauf der Autarkiegrade beobachtet werden. Im Sommerhalb-

jahr (April bis September) liegen die erreichten Autarkiegrade

durchschnittlich zwischen 70 und 90 %. Generell sind typi-

sche PV-Anlagen mit einer durchschnittlichen Leistung von

etwa 8 kWp in diesen Monaten in der Lage, den gesamten

Energiebedarf eines durchschnittlichen Haushaltes bilanziell

zu decken. Durch die Speicherung des residualen Solar-

stroms im Verlauf des Tages sowie dessen bedarfsgerechter

Verfügbarmachung am Abend und in der Nacht kann ein ent-

sprechend dimensionierter Batteriespeicher den Haushalt so-

mit an sonnigen Tagen (zumindest bilanziell) autark machen.

Da jedoch auch in den deutschen Sommermonaten je nach

Standort mit durchschnittlich jeweils mehr als zehn Tagen

Niederschlag zu rechnen ist, müsste ein Batteriespeicher, der

eine durchgehende Autarkie gewährleisten soll, signifikant

größer dimensioniert werden als ein Tagesspeicher, um auch

längere Schlechtwetterperioden zu überbrücken. Verglichen

mit den Anschaffungskosten eines reinen Tagesspeichers

sind dabei erheblich höhere Aufwendungen zu erwarten. Aus

diesem Grund ist auch im Sommer für die meisten Haushalte

ein Netzanschluss erforderlich.

In der Zeit von Oktober bis März (Winterhalbjahr) liegt die Er-

zeugung einer durchschnittlichen deutschen PV-Anlage bi-

lanziell unterhalb des Strombedarfs des jeweiligen Haushal-

tes. Eine Versorgung durch das öffentliche Stromnetz oder

durch eine alternative Erzeugungsquelle, zum Beispiel ein

stromgeführtes Blockheizkraftwerk (BHKW), ist dann unum-

gänglich, um die Versorgungssicherheit des Haushaltes dau-

erhaft aufrechtzuerhalten. Die erreichten Autarkiegrade lie-

gen je nach Monat zwischen rund 20 % im Dezember und

etwa 65 % im März. Damit weist das Winterhalbjahr bedingt

durch den Verlauf von PV-Erzeugung und Stromverbrauch

eine größere Spanne der mittleren Autarkiegrade als das

Sommerhalbjahr auf.

Die jährlichen Autarkiegrade liegen verteilt um 60 %.

Über das gesamte Jahr betrachtet liegen die erreichten Au-

tarkiegrade der betrachteten Haushalte im arithmetischen

Mittel zwischen 50 und 70 %. Insgesamt zeigt der jährliche

Verlauf von PV-Erzeugung und Stromverbrauch, dass eine

vollständige Autarkie vom öffentlichen Stromnetz ausschließ-

lich durch den Einsatz von Solarstromspeichern für den Groß-

teil der deutschen Haushalte aufgrund begrenzter Dachflä-

chenpotenziale und saisonaler Phasen geringer Erzeugung

technisch nicht realisierbar ist. Der Anschluss an das öffentli-

che Stromnetz wird somit auch in Zukunft für die allermeisten

Haushalte der Normalfall bleiben.




Abbildung 4.8: Arithmetische Mittel der monatlichen Autarkiegrade von Haushalten und Gewerben mit PV-Speicher (Jahr 2017).

Abbildung 4.9: Jährliche Autarkiegrade von Haushalten und Gewerben mit PV-Speicher (Jahr 2017).




4.3.4 Einfluss des Systemdesigns auf

Eigenverbrauch und Autarkie

Größere Speicherkapazitäten führen zu leicht höheren

Eigenverbrauchsquoten und Autarkiegraden.

In Abbildung 4.10 und Abbildung 4.11 sind die mittleren jähr-

lichen Eigenverbrauchsquoten und Autarkiegrade von Haus-

halten mit unterschiedlichen PV-Speichersystemen aufgetra-

gen. Auf der x-Achse ist dabei jeweils das Verhältnis der jähr-

lichen PV-Erzeugung zum jährlichen Strombedarf der Haus-

halte dargestellt. Damit weicht die Darstellung leicht von der

im Jahresbericht 2017 ab, die grundsätzliche Aussage bleibt

jedoch unverändert und das Verhältnis kann weiterhin als re-

lative Größe der PV-Anlage gesehen werden.

Zur Verdeutlichung der Achseneinteilung sind in Tabelle 4.1

einige typische Haushalte mit Ihrem jeweils zugehörigen Ver-

hältnis von PV-Nennleistung zu jährlichem Stromverbrauch

dargestellt. Ein Haushalt mit einer PV-Erzeugung von

5.000 kWh und einem jährlichen Stromverbrauch von

5.000 kWh entspricht somit beispielsweise einer „1“ auf der

Abszisse in Abbildung 4.10 und Abbildung 4.11. Dieser Wert

bedeutet, dass der Haushalt bilanziell in der Lage gewesen

wäre, 100 % seines Stromverbrauchs durch lokale PV-Erzeu-

gung und Speicherung zu decken.

Die Eigenverbrauchsquote sinkt mit der Zunahme der rela-

tiven PV-Anlagengröße, da mehr PV-Energie ins Netz ge-

speist wird (siehe Abbildung 4.10). Zudem wird deutlich, dass

mit der Vergrößerung der nutzbaren Batteriekapazität grö-

ßere Eigenverbrauchsquoten erreicht werden. Eine Vergrö-

ßerung der Kapazität hat dabei einen Einfluss von wenigen

Prozentpunkten zur Folge. Bei typischen Verhältnissen von

1 bis 1,5 (vgl. Kapitel 4.2) ergeben sich je nach Kapazitäts-

segment mittlere jährliche Eigenverbrauchsquoten von 46 %

(CBat < 4 kWh) bis zu 53 % (CBat > 8 kWh). Haushalte, deren

PV-Anlage eine relative Größe unterhalb eines Verhältnisses

von 1 aufweisen, erreichen mittlere Eigenverbrauchsquoten

von über 60 %, während ein Verhältnis zwischen 2 und 5 zu

mittleren jährlichen Eigenverbrauchsquoten von etwa 30 %

führt.

Auf den Autarkiegrad bezogen zeigt sich, dass größere PV-

Anlagen und größere Speicher zu einer höheren Unabhän-

gigkeit von Netzstrom führen (siehe Abbildung 4.11). Bei typi-

schen Verhältnissen von 1 bis 1,5 (vgl. Kapitel 4.2) ergeben

sich je nach Kapazitätssegment mittlere jährliche Autarkie-

grade von 51 % (CBat < 4 kWh) bis zu 58 % (CBat > 8 kWh).

Nichtsdestotrotz werden durch den hohen Netzbezug im Win-

ter bei gleichzeitig niedrigen solaren Erzeugungsraten in die-

ser Jahreszeit nur von wenigen Haushalten Autarkiegrade

oberhalb von 70 % erreicht.

Sowohl bei der Eigenverbrauchsquote als auch beim Autar-

kiegrad zeigt sich, dass der Einfluss der Kapazität auf diese

Größen mit steigenden nutzbaren Kapazitätswerten abnimmt.

Dies ist unter anderem darauf zurückzuführen, dass die Ver-

größerung eines Speichersystems, das den Haushalt nach

Vollladung bereits über eine Nacht vollständig versorgen

kann, nur noch geringen Einfluss auf diese Größen nimmt

(vgl. Kapitel 4.3.1).

Tabelle 4.1: Verhältnis von PV-Erzeugung zu Stromverbrauch.

Verhältnis Jährliche

PV-Erzeugung Jährlicher

Stromverbrauch

0,5 5.000 kWh 10.000 kWh

1 5.000 kWh 5.000 kWh

1,5 7.500 kWh 5.000 kWh

2 10.000 kWh 5.000 kWh




Abbildung 4.10: Mittlere Eigenverbrauchsquoten der ausgewerteten Haushalte und Gewerbe in Abhängigkeit von der PV-Erzeugung, dem jährlichen Stromverbrauch und der Speicherkapazität.

Abbildung 4.11: Mittlere Autarkiegrade der ausgewerteten Haushalte und Gewerbe in Abhängigkeit von der PV-Erzeugung, dem jährlichen Stromverbrauch und der Speicherkapazität.


4.4 Direkte Effekte des Eigenverbrauchs auf Steuern, Umlagen und Abgaben


4.4 Direkte Effekte des Eigenverbrauchs

auf Steuern, Umlagen und Abgaben

Mit einer kontinuierlich sinkenden Einspeisevergütung für PV-

Strom und steigenden Endverbraucherstrompreisen ist be-

reits seit 2012 der lokale Eigenverbrauch von Solarstrom wirt-

schaftlicher als dessen Einspeisung in das öffentliche Strom-

netz (sogenannte Grid Parity, siehe Abbildung 4.12). Die Ein-

nahmen, die durch ein Speichersystem erwirtschaftet werden

können, ergeben sich direkt aus der Differenz von Strompreis

und EEG-Vergütung unter Berücksichtigung der Roundtrip-

Wirkungsgrade des Speichersystems. Die anhaltenden

Preisdegressionen von PV-Anlagen und Batteriespeichersys-

temen können in Zukunft durch steigende Installationszahlen

den Anteil des selbstverbrauchten Solarstroms und damit

auch die durchschnittliche Autarkie deutscher Haushalte wei-

ter erhöhen. Bei gleichbleibenden politischen Rahmenbedin-

gungen ist somit mittelfristig davon auszugehen, dass im Be-

reich der privaten Endverbraucher sowie kleiner Gewerbebe-

triebe die Menge des selbstverbrauchten Solarstroms steigen

und die Menge des aus dem öffentlichen Netz bezogenen

Stroms zurückgehen wird. Die Verschiebung im Energienut-

zungsverhalten privater Endverbraucher hat direkte Effekte

auf öffentliche Steuern, Umlagen und Abgaben, die den

Großteil des Endkundenstrompreises in Deutschland ausma-

chen [46]. Ein Rückgang des durch Endkunden aus dem öf-

fentlichen Netz bezogenen Stroms bedeutet demnach stets

auch eine Minderung der damit einhergehenden Einnahmen

an Steuern, Umlagen und Abgaben. Gleichzeitig wird jedoch

durch eine verringerte Einspeisung von Energie aus PV-An-

lagen eine geringere Menge an EEG-Vergütung an die Be-

treiber gezahlt. Hinzu kommen nicht unerhebliche Summen

an Umsatzsteuer, die beim Kauf eines Speichersystems ge-

zahlt werden, sowie erbrachte Systemdienstleistungen der

Speichersysteme.

Abbildung 4.12: Entwicklung der Einspeisevergütung (PV-Anlagen bis zu 10 kWp) und des mittleren Endkundenstrompreises. Eigene Darstellung mit Daten aus [22, 23].




Um einen Überblick über die Effekte des Eigenverbrauchs auf

Steuern und Umlagen zu gewinnen, wird im Folgenden an-

hand der umfangreichen Daten des Monitoringprogramms

eine Abschätzung über die Größenordnungen der allokierten

Strommengen und damit verbundenen Zahlungsflüsse getrof-

fen. Als Referenzsystem wird hierbei vereinfachend ein Haus-

halt mit PV-Anlage gewählt, der 100 % seiner PV-Erzeugung

in das Stromnetz einspeist.

Die durchgeführte Analyse kann dabei methodenbedingt nur

die direkten Effekte von PV-Speichern einbeziehen. Indirekte

Effekte, wie unter anderem

eine verbesserte Integration von dezentralen Erzeu-

gungsanlagen in das deutsche Stromnetz,

ein verzögerter oder verhinderter Netzausbau durch die

netzstabilisierenden Potenziale von Solarstromspeichern,

die Schaffung bzw. Erhaltung von Arbeitsplätzen im Be-

reich der Installation und Instandhaltung von PV-Anlagen

und Solarstromspeichersystemen,

eine Stärkung der deutschen Binnenwirtschaft (der Groß-

teil der im Rahmen des Förderprogramms angeschafften

Speicher stammt von Herstellern, die in Deutschland pro-

duzieren) oder

eine Vergleichmäßigung des Börsenstrompreises durch

geringere Einspeisung zur Mittagszeit und geringere Las-

ten am Abend und in der Nacht

gehen nicht in die Analyse ein. In Anhang C ist das Vorgehen

der durchgeführten Analyse schematisch als Flussdiagramm

dargestellt. Grundsätzlich werden anhand der Daten des Ba-

sis- und Standard-Monitorings

die insgesamt vermiedene Menge eingespeisten PV-

Stroms sowie

die insgesamt vermiedene Menge an Strombezug

aller deutschen Heimspeicher in den Jahren 2014 bis 2017

ermittelt. Den ermittelten Energiemengen wird anschließend

anhand der jeweils individuell zutreffenden Einspeisevergü-

tung bzw. des geltenden Endkundenstrompreises ein mone-

tärer Wert zugeordnet:

Die Annahmen bezüglich der PV-Erzeugung, des Strom-

verbrauchs sowie der erreichten spezifischen Eigenver-

brauchsquoten und Autarkiegrade erfolgen analog zu den

Ergebnissen der Kapitel 4.2 und 4.3.

Eingespeister PV-Strom wird in Abhängigkeit von der

Nennleistung der PV-Anlage mit der mittleren EEG-Ver-

gütung für das jeweilige Installationsjahr gewichtet.

Investitionskosten und durchschnittliche Kapazitäten von

Blei- und Lithiumspeichern werden anhand der vorliegen-

den Marktdaten (siehe Kapitel 3) berücksichtigt.

Die zugrundeliegenden Annahmen der Analyse, inkl. einer

detaillierteren Darstellung der unterschiedlichen Bestandteile

des Strompreises, sind in Tabelle 4.2 zusammengefasst. Bei

der Auswertung wird weiterhin zwischen den Steuermodellen

der Kleinunternehmerregelung sowie der Regelbesteuerung

unterschieden. Die beiden Steuermodelle unterscheiden sich

prinzipiell in der Bezugsgröße, auf die der Kunde Umsatz-

steuer zahlt. Während bei der Kleinunternehmerregelung

Umsatzsteuer auf den Kaufpreis des Speichersystems ge-

zahlt wird, fallen bei der Regelbesteuerung Umsatzsteuer auf

die Einspeisung und den Eigenverbrauch an (siehe Abbildung

4.13). Beide Besteuerungsarten werden zunächst kurz vorge-

stellt. Eine detailliertere Übersicht hierzu befindet sich in An-

hang C.




Tabelle 4.2: Annahmen zur Abschätzung der direkten Effekte von PV-Anlagen mit Speichern auf Steuern und Umlagen.

2014 2015 2016 2017

Durchschnittliche EEG-Vergütung [23]

PV-Anlagen < 10 kWp [Cent/kWh] 13,02 12,40 12,31 12,24

PV-Anlagen > 10 kWp [Cent/kWh] 12,48 12,06 11,97 11,91

Angenommene Preise (brutto)

Blei-Speicher [€/kWh] 1.322 1.286 1.203 1.200

Lithium-Speicher [€/kWh] 2.363 1.930 1.618 1.360

Anteile der Systeme an der Gesamtzahl installierter Speicher

Blei-Speicher [%] 44 18 8 1

Lithium-Speicher [%] 56 82 92 99

Anteil nachträglich installierter Speicher [%] 12 14 12 8

Anteile PV-Anlagen < 10 kWp [%] 86 92 93 95

Dimensionierung der Systemgrößen

Nutzbare Kapazität Blei-Speicher [kWh] 7,93 9,62 11,28 8,75

Nutzbare Kapazität Lithium-Speicher [kWh] 5,63 5,62 6,37 7,78

Nennleistung PV-Anlage > 10 kWp [kWp] 22,03 21,14 21,26 21,22

Nennleistung PV-Anlage < 10 kWp [kWp] 7,33 7,48 7,39 7,45

Strompreiszusammensetzung [22]

Erzeugung & Vertrieb [ct/kWh] 7,38 7,05 6,26 5,71

Netzentgelte [ct/kWh] 6,63 6,74 7,01 7,51

EEG-Umlage [ct/kWh] 6,24 6,17 6,35 6,88

Konzessionsabgabe [ct/kWh] 1,66 1,66 1,66 1,66

Stromsteuer [ct/kWh] 2,05 2,05 2,05 2,05

Mehrwertsteuer [ct/kWh] 4,65 4,58 4,60 4,67

KWK-Umlage [ct/kWh] 0,18 0,25 0,45 0,44

Offshore Haftungsumlage [ct/kWh] 0,25 -0,05 0,04 -0,03

Strom-NEV-Umlage [ct/kWh] 0,09 0,24 0,38 0,39

abLa-Umlage [ct/kWh] 0,01 0,01 / 0,01

Summe (Endkundenstrompreis) [ct/kWh] 29,14 28,70 28,80 29,28

EEG-Umlage auf Eigenverbrauch bei PV-Anlagen > 10 kWp [Cent/kWh]

(2014 und 2015: 30 %, 2016: 35 %, 2017: 40 % der EEG-Umlage [4]) 1,87 1,85 2,22 2,72




Kleinunternehmerregelung

Die sogenannte Kleinunternehmerregelung nach § 19 UStG

ermöglicht Unternehmen mit geringen Umsätzen (beispiels-

weise Betreibern von kleinen PV-Anlagen) steuerlich weitest-

gehend wie Nichtunternehmer behandelt zu werden [47]. Da-

bei entfällt zwar die Möglichkeit eines Vorsteuerabzugs,

gleichzeitig muss auf die produzierten Energien (Eigenver-

brauch und Einspeisung) jedoch keine Umsatzsteuer gezahlt

werden. Diese Regelung gilt sowohl für PV-Anlagen als auch

für den Kauf und Betrieb von PV-Speichern, unabhängig da-

von, ob diese gleichzeitig oder nachträglich installiert wurden.

Durch die nicht zu zahlenden Steuern auf die Energieflüsse,

haben Betreiber insbesondere einen geringen Verwaltungs-

aufwand. Andererseits bedeutet dies jedoch einen höheren

finanziellen Aufwand beim Kauf der Anlage. Voraussetzung

für die Kleinunternehmerregelung ist, dass die Umsätze aus

PV-Anlage und Speichersystem im Jahr des Kaufs nicht über

17.500 € und im Folgejahr nicht über 50.000 € liegen. Dies ist

für typische Aufdachanlagen stets erfüllt.

Regelbesteuerung

Im Rahmen der Regelbesteuerung wird ein PV-Speicher als

Investitionsgut betrachtet, das damit vorsteuerabzugsfähig

ist. Die beim Kauf des Systems gezahlte Umsatzsteuer wird

somit vom Finanzamt erstattet. Der Betreiber des PV-Spei-

chers ist dann dazu verpflichtet, Steuern auf die aus seiner

Anlage erwirtschafteten Umsätze (Eigenverbrauch und Netz-

einspeisung) zu zahlen:

Zur Ermittlung der Umsatzsteuer auf den Eigenverbrauch

wird ein fiktiver Nettostrompreis angenommen.

Die zu zahlende Umsatzsteuer auf Netzeinspeisung ergibt

sich direkt aus der jeweils geltenden EEG-Vergütung der

PV-Anlage.

Bei der Wahl der Besteuerungsart sind weiterhin die Mindest-

anforderungen zu beachten, unter denen eine unternehmeri-

sche Nutzung des PV-Speichers zulässig ist:

Wird der Speicher gleichzeitig mit der PV-Anlage instal-

liert, bekommt der Betreiber die Umsatzsteuer aus dem

Kauf vom Finanzamt erstattet, wenn mindestens 10 %

des PV-Stroms ins Netz eingespeist und damit unterneh-

merisch genutzt werden.

Wird der Speicher nachträglich installiert, kann die Um-

satzsteuer nur dann erstattet werden, wenn mindestens

10 % des gespeicherten Stroms ins Netz eingespeist wer-

den. Da dies im Rahmen der geltenden Anschlussrichtli-

nien typischerweise nicht möglich ist, wird davon ausge-

gangen, dass der Betreiber bei einer nachträglichen In-

stallation keine Regelbesteuerung wählt.

Abbildung 4.13: Vereinfachte Übersicht zur Wahl der Besteuerung.

Kleinunternehmerregelung Regelbesteuerung

Umsatzsteuer auf

Eigenverbrauch und

Einspeisung

Umsatzsteuer auf Kauf

der PV-Anlage und des

Speichers

Wahl der Besteuerung bei Installation




Abschätzung der direkten Effekte des Eigenverbrauchs

von PV-Anlagen mit Solarstromspeichern

Die jährlichen direkten Effekte von PV-Anlagen mit Solar-

stromspeichern in Deutschland für die Jahre 2014 bis 2017

sind in Abbildung 4.14 (Kleinunternehmerregelung) und Ab-

bildung 4.15 (Regelbesteuerung) dargestellt. Alle monetären

Effekte sind dabei stets aus Sicht der öffentlichen Hand dar-

gestellt: Haushaltseinnahmen und gesparte öffentliche Aus-

gaben werden somit positiv, entgangene Einnahmen negativ

dargestellt. Da die beiden Besteuerungsarten sich nur in Be-

zug auf die gezahlte Umsatzsteuer unterscheiden, sind inner-

halb der beiden Abbildungen alle sonstigen Posten identisch.

Unter dem Begriff „Prosumer“ werden im Folgenden sowohl

Haushalte als auch Gewerbe zusammengefasst.

Nicht ausgezahlte EEG-Vergütung

Der Posten „Nicht gezahlte EEG-Vergütung" beschreibt die

Summe der Geldmengen, die den Betreibern von PV-Spei-

chern nicht ausgezahlt werden, da sie einen Teil ihres PV-

Stroms nicht in das öffentliche Stromnetz einspeisen und so-

mit keine EEG-Vergütung für diese Strommengen erhalten.

Dies entlastet indirekt die deutschen Stromkunden, da über

den Wälzungsmechanismus des EEG eine geringere EEG-

Umlage erhoben werden muss, um die eingespeisten Strom-

mengen zu vergüten. Es ist zu erkennen, dass diese Größe

mit der zunehmenden Anzahl an Systemen über die Jahre

steigt. Die beeinflussenden Größen sind hierbei

die Eigenverbrauchsquoten der Prosumer,

die erzeugte Menge an Solarenergie und

die Höhe der EEG-Vergütung.

Für ganz Deutschland stiegen die zugehörigen jährlichen Be-

träge innerhalb der Jahre 2014 bis 2017 von ca. 6,2 Mio. €

auf 32,4 Mio. €.

EEG-Umlage

Da insbesondere die Thematik der vermiedenen EEG-Um-

lage durch vermehrten Eigenverbrauch ein häufig diskutiertes

Themenfeld darstellt, ist diese in Abbildung 4.14 und Abbil-

dung 4.15 nicht mit den sonstigen Steuern und Umlagen ver-

rechnet, sondern separat aufgeführt. Die Summe der durch

PV-Anlagen mit Nennleistungen von mehr als 10 kWp einge-

nommenen EEG-Umlage ist positiv aufgetragen, jedoch mar-

ginal. Dies liegt daran, dass die allermeisten PV-Anlagen seit

2014 bewusst so ausgelegt wurden, dass sie diese Grenze

nicht überschreiten. Die Summe der entgangenen EEG-Um-

lage stieg zwischen 2014 und 2017 von 2,7 Mio. € auf

15,3 Mio. € an.

Steuern, Abgaben und sonstige Umlagen

Ein Großteil des deutschen Endkundenstrompreises setzt

sich aus Steuern, Umlagen und Abgaben zusammen (siehe

dazu auch Tabelle 4.2). Ein steigender Autarkiegrad einer

wachsenden Anzahl von Stromverbrauchern führt somit zu ei-

ner Verringerung der insgesamt aus Strombezug generierten

Steuereinnahmen. Die so ermittelten Geldmengen gehen da-

her negativ in die Bilanz ein. Den Mindereinnahmen von Steu-

ern und Umlagen durch Verringerung des privaten Strombe-

zugs steht jedoch

die auf Speichersysteme gezahlte Umsatzsteuer (Klein-

unternehmerregelung) oder

die Umsatzsteuer auf Einspeisung und Eigenverbrauch

(Regelbesteuerung)

entgegen. Diese wird in Abbildung 4.14 und Abbildung 4.15

jeweils positiv aufgetragen. Die Bilanz von zusätzlich einge-

nommenen und vermiedenen Steuern und sonstigen Umla-

gen ist für alle betrachteten Jahre nahezu ausgeglichen.




Abbildung 4.14: Direkte Effekte des Eigenverbrauchs von PV-Anlagen mit Speicher auf Steuern und Umlagen in den Jahren 2014 bis 2017 unter der Annahme, dass alle PV-Anlagen und Speichersysteme der Kleinunternehmerregelung unterliegen.

Abbildung 4.15: Direkte Effekte des Eigenverbrauchs von PV-Anlagen mit Speicher auf Steuern und Umlagen in den Jahren 2014 bis 2017 unter der Annahme, dass alle PV-Anlagen und Speichersysteme der Regelbesteuerung unterliegen.

© ISEA RWTH Aachen

© ISEA RWTH Aachen




Entgangene Netzentgelte und Konzessionsabgaben

Die Aufrechterhaltung der Infrastruktur zur Elektrizitätsversor-

gung wird in Deutschland derzeit vor allem über Netzentgelte

gedeckt, die einen wesentlichen Bestandteil des Arbeitsprei-

ses für elektrische Energie von privaten Endverbrauchern

darstellen.

Die Nutzbarmachung öffentlicher Wege zur Verlegung und

zum Betrieb der Verteilleitungen (Konzessionsabgabe) stellt

darüber hinaus eine wichtige Einnahmequelle für Städte und

Gemeinden dar. Die Einnahmen aus diesen Abgaben sinken

durch eine steigende Anzahl an Prosumern. Die ausschlag-

gebende Einflussgröße ist in diesem Fall der Autarkiegrad:

Bei hohen Autarkiegraden wird wenig Energie aus dem Netz

bezogen, wodurch unter den aktuellen Netzentgeltregelun-

gen geringe Netzentgelte und Konzessionsabgaben gezahlt

werden. Dies ist problematisch, da auch Prosumer grundsätz-

lich weiterhin einen Netzanschluss benötigen (siehe Kapitel

4.3.3), sich durch vermehrten Eigenverbrauch aber in gerin-

gerem Umfang an dessen Finanzierung beteiligen. Da die

Kosten zur Erhaltung der Infrastruktur unabhängig vom tat-

sächlichen Verbrauch der einzelnen Letztverbraucher sind,

führen verringerte Zahlungen von Prosumern somit zu einer

erhöhten Belastung der verbleibenden Stromkunden.

Summe

Abbildung 4.16 stellt die Bilanz aller positiven und negativen

monetären Beträgen des jeweiligen Jahres für die zwei Be-

steuerungsalternativen dar. Insgesamt sind die resultieren-

den Summen mit maximal 3 Mio. € in 2017 für alle betrachte-

ten Jahre gering. Generell ist zu beachten, dass die Annahme

einer einzigen Besteuerungsart für alle Prosumer jeweils ein

Extremszenario darstellt – der tatsächliche Wert wird zwi-

schen den beiden analysierten Szenarien liegen.

Abbildung 4.16: Summe der direkten Effekte des Eigenverbrauchs auf Steuern und Umlagen für die beiden Extremszenarien: Alle PV-Speicher unterliegen der Kleinunternehmerregelung oder alle PV-Speicher unterliegen der Regelbesteuerung.




Förderung

Auch die Förderung eines Teils der in Deutschland betriebe-

nen PV-Speicher durch die KfW-Bank oder lokale Förderpro-

gramme der einzelnen Bundesländer und Kommunen haben

einen Einfluss auf die entstehenden Zahlungsströme.

Abbildung 4.17 zeigt den Verlauf des durchschnittlichen Til-

gungszuschusses, der von 2013 mit 3.200 € auf etwa 1.600 €

pro Speichersystem in 2017 gefallen ist. Der Grund für die

fallenden Tilgungszuschüsse pro Speichersystem ist der de-

gressiv gestaltete Fördersatz innerhalb des Förderpro-

gramms (vgl. Kapitel 2). Bis Ende 2017 wurde insgesamt ein

Tilgungszuschussvolumen in Höhe von etwa 79 Millio-

nen Euro für eine Gesamtanzahl von rund 30.500 Anträgen

zugesagt. Damit wurden im selben Zeitraum privatwirtschaft-

liche Investitionen von mehr als 700 Millionen Euro ange-

schoben. Im ersten Halbjahr 2018 sanken die durchschnittli-

chen Tilgungszuschüsse auf rund 1.000 € pro Speicher [33].

Ausblick

Anhand der am Markt zu beobachtenden Tendenzen lassen

sich qualitative Aussagen über die Entwicklung der direkten

Effekte des Eigenverbrauchs von PV-Anlagen mit Solar-

stromspeichern ableiten:

Bei Wegfall der Einspeisevergütung für Strom aus PV-An-

lagen würde der Posten „Nicht gezahlte EEG-Vergütung"

für eine steigende Anzahl von PV-Anlagen aus der Be-

rechnung herausfallen.

Ein vermehrtes Nachrüsten von älteren PV-Anlagen (hö-

here EEG-Vergütung) mit Speichern würde dagegen ein-

gesparte Vergütungszahlungen zur Folge haben.

Sinkende Endkundenpreise könnten in Zukunft die Ein-

nahmen durch die gezahlte Umsatzsteuer pro Speicher-

system mindern. Von 2013 bis Ende 2017 ist die durch-

schnittliche Investitionssumme pro Speichersystem je-

doch trotz sinkender Batteriepreise etwa konstant geblie-

ben (vgl. Kapitel 3.5.3).

Abbildung 4.17: Entwicklung des durchschnittlichen Tilgungszuschusses der KfW-Förderung pro Speichersystem.

5 Das Intensiv-Monitoring

5.1 Vorstellung der vermessenen Speichersysteme

Das Intensiv-Monitoring 79


Im Rahmen des Intensiv-Monitorings soll die Wirkung und der

Nutzen von PV-Speichern auf den jeweiligen Haushalt sowie

auf das Verteilnetz analysiert werden. So kann ein besseres

Verständnis der Technologie unter realen Einsatzbedingun-

gen geschaffen werden, anhand dessen Empfehlungen für

die langfristige Weiterentwicklung der Technologie abgeleitet

werden können. Im Rahmen des Forschungsprojektes wer-

den dazu in Labortests sowie an derzeit 20 privat betriebenen

Solarstromspeichern hochauflösende Messungen durchge-

führt, bei denen alle Spannungen, Ströme und Energieflüsse

von PV-Anlage, Haushalt, Speichersystem und Stromnetz se-

kündlich erfasst und ausgewertet werden. Darüber hinaus

werden die solare Einstrahlung, Faktoren der Netzqualität

nach DIN EN 50160 sowie die Temperaturwerte der PV-Mo-

dule, der Batterie und des Installationsorts aufgezeichnet. Die

Installation von Messsystemen an 12 weiteren Haushalten mit

PV-Speicher wird derzeit umgesetzt.

Zunächst werden die vermessenen Speichersysteme und die

hochauflösenden Messsysteme beschrieben (eine detaillierte

Beschreibung befindet sich im Jahresbericht 2016 [29]). An-

schließend werden die Analysen der Messdaten vorgestellt.

5.1 Vorstellung der vermessenen

Speichersysteme

Im Rahmen des Intensiv-Monitorings werden markttypische

PV-Speichersysteme mit einem gleichzeitig möglichst breiten

Spektrum an technischen Ausprägungen berücksichtigt. Im

Vorfeld der Vermessung wurde dazu eine Auswahl von vier

Speichersystemtypen getroffen. Dabei erfolgte die Auswahl

nach folgenden Kriterien:

Hohe Marktdurchdringung

Hohe technische Diversität

o Blei- und Lithium-Ionen-Batterien

o Ein- und dreiphasige Systeme

o AC- und DC-gekoppelte Systeme

Zur Vermessung durch das Intensiv-Monitoring wurden nach

Anwendung der beschriebenen Kriterien im Jahr 2014 die fol-

genden Systemtypen ausgewählt:

Senec.IES Home G2 (Deutsche Energieversorgung)

Sunny Boy Smart Energy (SMA)

Hauskraftwerk S10 (E3/DC)

ECO (Sonnenbatterie)

Die unterschiedlichen PV-Speicher sind in Abbildung 5.1 bis

Abbildung 5.4 dargestellt; die technischen Eigenschaften der

Speichersysteme sind in Tabelle 5.1 zusammengefasst. Eine

detaillierte Beschreibung der einzelnen Speichersysteme ist

im Anhang D zu finden. Nach Vermessung der Speichersys-

teme im Labor (vgl. Jahresbericht 2016 [29]) wurde in Zusam-

menarbeit mit einem Elektromeisterbetrieb eine definierte

Vorgehensweise der Vermessung in privaten Haushalten ent-

wickelt. Die dort installierten Messsysteme senden täglich se-

kündliche Messdaten an einen Server des ISEA.

Tabelle 5.1: Technische Eigenschaften der ausgewählten Solarstromspeicher.

Hersteller Produktbezeichnung Batterietyp AC / DC Anschluss

Deutsche Energieversorgung Senec.IES Home G2(+) Blei AC 1-phasig

SMA Smart Energy Lithium DC 1-phasig

E3/DC S10 Lithium DC 3-phasig

Sonnen Eco Lithium AC 1-phasig

Bild auf S. 78 © minervastudio/fotolia.com


5.1 Vorstellung der vermessenen Speichersysteme


Abbildung 5.1: Senec.IES Home G2+

Quelle: www.solarinvert.de.

Abbildung 5.2: SMA Sunny Boy Smart Energy

Quelle: www.sma.de.

Abbildung 5.3: E3DC S10 Quelle: www.e3dc.de.

Abbildung 5.4: Sonnenbatterie Eco Quelle: sbc-koblenz.sonnenbatterie.de.


5.2 Definition der Messstellen



Für die verschiedenen Speichertopologien wurden Messkon-

zepte entwickelt, die eine umfassende Analyse bezüglich der

Wirkungsgrade, der Eigenverbrauchssteigerung, des Netz-

verhaltens und der Batteriealterung erlauben. Diese Mess-

pläne unterscheiden sich für AC- und DC-gekoppelte Sys-

teme. Zu beachten sind folgende Anmerkungen:

Die Messplanerstellung erfolgt grundsätzlich für eine drei-

phasige Anbindung der PV-Anlage bzw. des Speichersys-

tems. Bei Systemen, die nur über eine einphasige Verbin-

dung verfügen, entfallen nichtrelevante Messstellen.

Für Messungen auf der Gleichstromseite des PV-Genera-

tors wird im Messplan von lediglich einem DC-Anschluss

ausgegangen. Ist die Anlage an einen Multistring-Wech-

selrichter angeschlossen, werden dort entsprechend

mehrere DC-Messstellen implementiert.

5.2.1 AC-gekoppelte Speichersysteme

AC-gekoppelte Speichersysteme werden über die Wechsel-

stromseite des Haushaltes mit der PV-Anlage verbunden. In

Abbildung 5.5 ist ein entsprechender Aufbau schematisch

dargestellt. Wenn nicht explizit anders beschrieben, werden

an den Messstellen jeweils Strom, Spannung, Leistung sowie

der Energiefluss gemessen. Die Messstellen können wie folgt

beschrieben werden:

Auf der Wechselstromseite befinden sich drei Messstellen

(blau markiert, von links nach rechts: Speicher L1-L3, PV

L1-L3, Haushalt L1-L3). Die Angabe L1-L3 bezieht sich

dabei auf die einzelnen Phasen des Stromnetzes.

Auf der Gleichstromseite (orange markiert) wird eine

Messstelle direkt an der Batterie (Batterie DC) ange-

bracht, eine weitere an der PV-Anlage (PV DC).

An der Batterie des Speichersystems wird ein Sensor zur

Überwachung der Batterietemperatur und an der PV-An-

lage ein Einstrahlungssensor angebracht.

Abbildung 5.5: Schematischer Aufbau eines hochauflösenden Messsystems für ein AC-gekoppeltes PV-Speichersystem.

NS-Netz

Netzzäh

ler

L1

L2

L3

N

=

~

=

~

Speichersystem

Q.Pac

Controller

PV-Anlage

AC-Messung

DC-Messung

Haushalt L1-L3PV

L1-L3

Speicher

L1-L3

Batterie

DCPV DC

Kommunikation

FTP

Temperatursensor

Einstrahlungs-

sensor© ISEA RWTH Aachen




5.2.2 DC-gekoppelte Speichersysteme

Im Unterschied zu AC-gekoppelten Speichersystemen sind

DC-gekoppelte Speichersysteme nicht über die Wechsel-

stromseite des Haushaltes, sondern über einen Gleichspan-

nungszwischenkreis mit der PV-Anlage verbunden. Der resul-

tierende Messaufbau ist in Abbildung 5.6 schematisch darge-

stellt:

Auf der Wechselstromseite (blau) gibt es eine Messstelle

für den Speichersystemausgang (Speicher L1-L3) und

eine Messstelle für die Belastung durch den Haushalt

(Haushalt L1-L3). Mit diesen zwei Messstellen auf der AC-

Seite ist es möglich, den Netzbezug bzw. die Netzeinspei-

sung am Netzanschluss zu errechnen.

Auf der Gleichstromseite (orange) werden an der PV-An-

lage (PV DC) und an der Batterie (Batterie DC) Messstel-

len implementiert. Wie bei der AC-gekoppelten Topologie

erfasst ein Temperatursensor die Batterietemperatur im

Speichersystem und ein Einstrahlungssensor die solare

Einstrahlung sowie die Modultemperatur.

5.2.3 Validierung des Messsystems und Qualität

der Speicherinstallationen

Um die entworfenen Messpläne umzusetzen, wurde im For-

schungsprojekt ein Messsystem entwickelt, das die genann-

ten Messgrößen und weitere speicher- und netzrelevante Pa-

rameter erfasst. Der Aufbau und die Validierung des Mess-

systems wurden bereits ausführlich im Jahresbericht 2016

behandelt [29]. Daher wird an dieser Stelle auf eine erneute

Beschreibung verzichtet.

Die Qualität der Speicherinstallationen ist nach anfänglichen

Problemen (siehe Jahresbericht 2015 [28]) auf einem hohen

Niveau. Es kann als Erfolg des Monitorings und als ein gene-

reller Fortschritt der Branche gewertet werden, dass die seit

Mitte 2015 besichtigten PV-Speichersysteme durchgängig

höhere Installationsqualitäten aufwiesen. Dies ist auf höhere

Erfahrungswerte der Installateure, installationsfreundlichere

Speichersysteme und bessere Schulungen seitens der Her-

steller zurückzuführen.

Abbildung 5.6: Schematischer Aufbau eines hochauflösenden Messsystems für ein DC-gekoppeltes PV-Speichersystem.

NS-Netz

Netzzäh

ler

Haushalt L1-L3

L1

L2

L3

N

=

~

Speichersystem

AC-Messung

DC-Messung

=

=

=

=

PV

DC

Batterie

DC

ControllerKommunikationFTP

Speicher

L1-L3

Temperatursensor

Einstrahlungs-

sensor

PV-Anlage

© ISEA RWTH Aachen


5.3 Energetische Effizienz und Belastungshäufigkeiten der Batterien


5.3 Energetische Effizienz und Belastungs-

häufigkeiten der Batterien

Dieses Kapitel stellt die energetischen Effizienzen der Batte-

rien sowie deren Belastungshäufigkeiten vor.

5.3.1 Energetische Effizienzen der Batterien

Der durchschnittliche DC-Round-trip Wirkungsgrad der

Batterien von Heimspeichern beträgt etwa 75-95 %.

Abbildung 5.7 stellt die DC-Effizienzen der im Feld vermesse-

nen Batterien (ohne Berücksichtigung der leistungselektroni-

schen Komponenten) gemäß der folgenden Formel dar:

𝐸𝑓𝑓𝑖𝑧𝑖𝑒𝑛𝑧 = (𝐸𝑛𝑡𝑙𝑎𝑑𝑒𝑛𝑒 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑒 𝑖𝑛 𝑘𝑊ℎ

𝐸𝑖𝑛𝑔𝑒𝑠𝑝𝑒𝑖𝑐ℎ𝑒𝑟𝑡𝑒 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑒 𝑖𝑛 𝑘𝑊ℎ) ∙ 100 %

In der Spitze erreichen die Batterien bis zu 96 % Effizienz. Die

ineffizienteste Batterie erreicht hingegen lediglich einen ener-

getischen Wirkungsgrad von 74 % in 2017.

Lithium-Ionen-Batterien weisen dabei durchgehend höhere

Effizienzen als Blei-Säure-Batterien auf. Aber auch innerhalb

der Lithium-Ionen-Batterien lässt sich eine Abstufung der Ef-

fizienz zwischen den Zelltechnologien LiFePO4 (Lithium-Ei-

senphosphat: tendenziell geringere Wirkungsgrade) und

NMC (Nickel-Mangan-Cobalt: tendenziell höhere Wirkungs-

grade) feststellen. Zu beachten ist, dass in den gemessenen

Werten teilweise auch die Versorgung des Batteriemanage-

mentsystems (BMS) enthalten ist, wenn der Abgriff der Ver-

sorgung vor den in Kapitel 5.2 gezeigten Messpunkten statt-

findet.

Gegenüber 2016 zeigt sich im Jahr 2017 insgesamt ein leicht

abnehmender Trend bei der Effizienz einiger Batterien. Dies

kann auf geringfügig gestiegene Innenwiderstände in Folge

von Alterungseffekten zurückgeführt werden.

Abbildung 5.7: Effizienz der Batterien für 2016 und 2017 absteigend sortiert.


5.3 Energetische Effizienz und Belastungshäufigkeiten der Batterien


5.3.2 Belastungshäufigkeiten der Batterien

Die Ladung der Speichersysteme findet überwiegend im

hohen Leistungsbereich statt, die Entladung bei niedri-

gen Leistungen.

Abbildung 5.8 zeigt die durchschnittliche Belastungssituation

der im Feld vermessenen Speichersysteme. Dazu werden die

umgesetzten Energiemengen bezogen auf die Nennleistung

der Batterieumrichter bzw. -wandler dargestellt. Der Mess-

zeitraum erstreckt sich von Anfang 2016 bis Ende 2017 und

umfasst damit zwei Jahre. Die Speichersysteme weisen ein

gegensätzliches Verhalten in Lade- und Entladerichtung auf.

Bei der Ladung treten insbesondere bei höheren Leistungen

hohe Energiemengen auf. Dies kann vor allem auf das Ver-

hältnis von PV-Nennleistung zur Leistung des Batterieumrich-

ters bzw. -wandlers zurückgeführt werden. Die durchschnittli-

che PV-Nennleistung ist mit etwa 7,3 kWp mehr als doppelt

so hoch wie die durchschnittliche Nennleistung der Batterie-

leistungselektronik. Bei mittleren und hohen PV-Erzeugungen

wird die Batterie daher tendenziell mit maximaler Ladeleis-

tung geladen.

Die Verteilung der Entladeleistung ist im Gegensatz zur La-

dung zu niedrigen Leistungen hin verschoben: Mehr als ein

Viertel der Energie wird zwischen 10 und 20 % der Nennleis-

tung umgesetzt; unterhalb von 30 % der Nennleistung sogar

über 50 % der Energie. Die Teillastbereiche stellen insbeson-

dere die Versorgung des Grundverbrauchs der Haushalte

während der Abend- und Nachtstunden dar. In diesen Leis-

tungsbereichen sind die tendenziell geringen Wirkungsgrade

der Umrichter bzw. Wandler zu berücksichtigen [29, 32]. Der

Leistungsbereich zwischen 50 und 80 % der Nennleistung ist

mit jeweils weniger als 5 % der Energie verhältnismäßig ge-

ring ausgelastet. Zwischen 80 und 120 % der Nennleistung

steigt der umgesetzte Energieanteil auf kumuliert über 15 %

an. Dies umfasst alle Haushaltslasten nahe und oberhalb der

Nennleistung der Leistungselektronik.

Abbildung 5.8: Belastungshäufigkeiten der vermessenen PV-Speichersysteme für zwei Jahre von 2016 bis 2017.


5.4 Saisonales Verhalten von Heimspeichern


5.4 Saisonales Verhalten von

Heimspeichern

In diesem Kapitel werden die gemessenen Jahres- und Ta-

gesverläufe von PV-Speichern dargestellt. Diese sollen Netz-

betreibern, Endkunden, Herstellern und anderen Interessen-

ten einen detaillierten Überblick über das saisonale Verhalten

der Speichersysteme bieten.

5.4.1 PV-Erzeugung

Die PV-Erzeugung in Deutschland unterliegt starken

saisonalen Schwankungen.

Abbildung 5.9 zeigt die Tagesverläufe der PV-Erzeugung

über die Monate des Jahres 2017 für eine exemplarische PV-

Anlage (10 kWp). Die dargestellten Werte entsprechen je-

weils dem arithmetischen Mittel aller aufgezeichneten Mess-

werte eines Monats innerhalb der jeweiligen Stunde des Ta-

ges. Jedem Wert wird anhand der nebenstehenden Farbskala

ein Farbcode zugeordnet. Zu beachten ist, dass durch die

Verwendung von Mittelwerten Extremfälle geglättet werden

und die Begrenzung der Einspeiseleistung von 60 % (hier:

6 kW) bei dieser PV-Anlage über die Abregelung der PV-Er-

zeugung erfolgt (vgl. Kapitel 5.5).

Bei Betrachtung der durchschnittlichen PV-Erzeugung ist der

typische Jahresverlauf der nördlichen Hemisphäre zu erken-

nen: Die PV-Erzeugung weist in den Monaten Mai bis August

zwischen dem Sonnenaufgang (ca. 5 bis 6 Uhr) und dem

Sonnenuntergang (nach 20 Uhr) vor allem um die Mittagszeit

die durchschnittlich höchsten Erzeugungsleistungen von

4 bis 5 kW auf. In den Wintermonaten hingegen werden in

weniger Sonnenstunden von ca. 9 bis 16 Uhr durchschnittlich

nur Leistungen von 0,5 kW bis 3 kW erreicht. Im Gegensatz

zur gezeigten PV-Anlage hätte die PV-Anlage eines progno-

sebasierten PV-Speichers mit 10 kWp PV-Nennleistung im

Sommer leicht erhöhte Erzeugungsleistungen, da weniger

PV-Erzeugung abgeregelt wird. Die Begrenzung der maxima-

len Einspeiseleistung wird bei diesen Systemen über die Bat-

terieladung erreicht (vgl. Kapitel 5.5).

Abbildung 5.9: Arithmetische Mittel der gemessenen saisonalen PV-Erzeugung für eine exemplarische PV-Anlage mit einer Nennleistung von 10 kWp für das Jahr 2017.

Entspricht dem arithmetischen Mittel aller Messdaten

zwischen 11 Uhr und 12 Uhr im September 2017




5.4.2 Batterieleistung

Prognosebasierte Speichersysteme laden später als PV-

Speicher ohne Prognosen.

Abbildung 5.10 zeigt die saisonale Ladeleistung eines prog-

nosebasierten Speichersystems (unten) und eines PV-Spei-

chers ohne Prognose (oben) mit einer Nennleistung von je-

weils 3 kW. Während negative Leistungen der Ladung ent-

sprechen, stellen positive Leistungen die Entladung der Spei-

chersysteme dar.

Das nicht-prognosebasierte Speichersystem (oben) wird

mit Beginn des ersten PV-Überschusses in den Sommermo-

naten ab ca. 7 bis 8 Uhr bei durchschnittlichen Leistungen um

1,5 kW geladen. Gegen 11 bis 12 Uhr ist das Speichersystem

typischerweise vollgeladen und der Hausverbrauch kann im

Mittel bis etwa 18 bis 19 Uhr direkt durch die PV-Anlage ge-

deckt werden. Daher lädt oder entlädt das Speichersystem in

den Stunden zwischen 12-19 Uhr im Mittel nur wenig.

Das prognosebasierte Speichersystem (unten) lädt erst

gegen Mittag (10 bis 12 Uhr) mit hohen durchschnittlichen La-

deleistungen um 1,5 kW. Zudem ist die Ladung über den ge-

samten Tagesverlauf bis etwa 16 Uhr verteilt. Diese Vertei-

lung entspricht der bedarfsgerechten Ladung der Batterie ge-

nau dann, wenn die Einspeiseleistung der PV-Anlage die

60 %-Begrenzung übersteigen würde. In den Abendstunden

beginnt die Entladung beider Speichersysteme mit Leistun-

gen von durchschnittlich weniger als 1 kW. In den Wintermo-

naten sind die Speichersysteme deutlich eher entladen als in

den Sommermonaten, da durch eine geringere PV-Erzeu-

gung auch geringere Ladezustände erreicht werden.

Abbildung 5.10: Arithmetische Mittel der gemessenen saisonalen Batterieleistung für das Jahr 2017: PV-Speicher ohne Prognose (oben) und PV-Speicher mit prognosebasierter Betriebsstrategie (unten). Leistungen im vernachlässigbaren Leistungsbereich wurden zur besseren Darstellung gefiltert. Leistung der Batterieumrichter: 3 kW.

Mon

ate

Mona

te

Pro

gno

se

basie

rtN

icht-

pro

gn

oseb

asie

rt

Entladung

mit geringen

Leistungen

Entladung

mit geringen

Leistungen

Entladung

Entladung

Frühe

Ladung

Späte

Ladung




5.4.3 Batteriespannung

Prognosebasierte Speichersysteme können durch eine

spätere Vollladung die Lebensdauer von Lithium-Ionen-

Batterien verlängern.

Abbildung 5.11 zeigt den saisonalen Verlauf der gemessenen

Batteriespannungen eines prognosebasierten Speichersys-

tems (unten) und eines PV-Speichers ohne Prognose (oben).

Der PV-Speicher ohne Prognose (oben) erreicht aufgrund

der frühen Ladung (vgl. Abbildung 5.10 und Abbildung 5.14)

im Sommer bereits ab 10 Uhr hohe Spanungswerte von

51,5 V. Da die Haushaltslast in der Regel im weiteren Verlauf

des Tages direkt durch die PV-Erzeugung gedeckt werden

kann, verweilt der Speicher in den Sommermonaten bis in die

Abendstunden (18 bis 20 Uhr) bei hohen Batteriespannun-

gen bis die Entladung beginnt.

Das prognosebasierte Speichersystem (unten) erreicht im

Gegensatz dazu durch die späte Ladung zur Mittagszeit (vgl.

Abbildung 5.10 und Abbildung 5.15) erst etwa gegen

14 bis 16 Uhr vergleichbar hohe Batteriespannungen. Da es

bei der Entladung der beiden Speichersystemtypen keine

grundlegenden Unterschiede gibt, führt die spätere Ladung

des prognosebasierten Speichers insgesamt zu einer Verrin-

gerung der Verweilzeiten bei hohen Spannungen. Bei Li-

thium-Ionen-Batterien hat dies einen positiven Einfluss auf die

kalendarische Alterung der Zellen [48–51]. Es ist daher zu er-

warten, dass mit prognosebasierten Betriebsstrategien ten-

denziell höhere Lebensdauern erreicht werden können. Dies

deckt sich mit simulativen Studien zur Alterung von Heimspei-

chern [52, 53].

Abbildung 5.11: Arithmetische Mittel der gemessenen saisonalen Batteriespannung für das Jahr 2017: PV-Speicher ohne Prognose (oben) und PV-Speicher mit prognosebasierter Betriebsstrategie (unten).

Monate

Monate

13 h

10 h

Pro

gnosebasie

rtN

icht-

pro

gnosebasie

rt

Batteriespannung in V

Batteriespannung in V


5.5 Begrenzung der Einspeiseleistung von PV-Anlagen


5.5 Begrenzung der Einspeiseleistung von

PV-Anlagen

Dieses Kapitel stellt die rechtlichen und technischen Hinter-

gründe der netzdienlichen Einspeisung von PV-Anlagen dar

und diskutiert deren Umsetzung in der Praxis.

5.5.1 Hintergrund

Die KfW-Förderung für Solarstromspeicher ist an Vorausset-

zungen geknüpft, die eine nachhaltige Entwicklung der Tech-

nologie begünstigen und einen netzentlastenden Betrieb der

Anlagen sicherstellen sollen [31]. In den Förderrichtlinien wird

unter anderem die Begrenzung der maximalen Einspeiseleis-

tung auf 50 % wie folgt festgelegt:

„Die maximale Leistungsabgabe der Photovoltaikanlage am

Netzanschlusspunkt beträgt 50 % der installierten Leistung

der Photovoltaikanlage. Die Verpflichtung zur Leistungsbe-

grenzung besteht dauerhaft für die gesamte Lebensdauer der

Photovoltaikanlage, mindestens aber 20 Jahre, und erstreckt

sich damit auch auf einen eventuellen Weiterbetrieb der Pho-

tovoltaikanlage nach Außerbetriebnahme des Speichersys-

tems.“ [31]

Der Grund für die Begrenzung der Einspeiseleistung liegt in

der Netzstabilität. Einige Verteilnetze sind den wachsenden

Herausforderungen, die durch eine vermehrte dezentrale

Stromerzeugung entstehen, nicht ohne Weiteres gewachsen:

Zu Zeiten hoher Sonneneinstrahlung kann es insbesondere

in ländlichen Netzgebieten zu unzulässigen Spannungsan-

stiegen oder Überlastungen von elektrischen Betriebsmitteln

wie Erdkabeln oder Transformatoren kommen [13, 14]. Um

diesem Effekt entgegenzuwirken, wird in § 9 EEG für PV-An-

lagen mit einer Nennleistung von bis zu 30 kWp entweder die

Möglichkeit einer ferngesteuerten Leistungsreduzierung

durch den Netzbetreiber oder eine feste Einspeisebegren-

zung von maximal 70 % der PV-Nennleistung gefordert [4].

Solarstromspeicher bieten durch die Einspeicherung von

Energie zu Zeiten hoher PV-Erzeugung das Potenzial, die

Netze signifikant zu entlasten [32]. Basierend auf dem netz-

dienlichen Potenzial von PV-Speichern legt die KfW-Förde-

rung Erneuerbare Energien – Speicher seit 2016 eine Be-

grenzung der PV-Anlagen mit gefördertem Solarstromspei-

cher auf 50 % als Förderbedingung fest [31]. Die Begrenzun-

gen gemäß dem EEG und der KfW-Förderung sind in Abbil-

dung 5.12 dargestellt. In der ersten Periode des Förderpro-

gramms von 2013 bis 2015 betrug die maximale Einspeise-

leistung noch 60 % der installierten PV-Nennleistung. Diese

Begrenzung gilt für alle derzeit vermessenen privaten Spei-

chersysteme aus dem Intensiv-Monitoring.

Für die Einhaltung der maximalen Einspeiseleistung gibt es

grundsätzlich zwei Möglichkeiten, die in Abbildung 5.13 dar-

gestellt sind. Im prognosebasierten Betrieb hält der Heimspei-

cher Kapazität für die erzeugungsstarken Mittagszeiten vor

und lädt zu diesen Zeiten verstärkt die Batterie. So können

Abregelungsverluste von Solarstrom effektiv vermieden wer-

den [21, 54, 55]. Die Möglichkeiten von Prognosen sind dabei

vielfältig: Das Spektrum reicht von simplen Persistenzprogno-

sen (das Wetter morgen wird so, wie das Wetter heute) bis zu

selbstlernenden Algorithmen auf Basis neuronaler Netze, die

aktuelle Wetter und Lastprognosen verwenden. Im nicht-

prognosebasierten Betrieb hingegen lädt das Speichersys-

tem immer dann, wenn die PV-Erzeugung größer als der

Hausverbrauch ist. Dies kann jedoch dazu führen, dass die

Batterie bereits zur Mittagszeit vollgeladen ist und keinen wei-

teren Solarstrom aufnehmen kann. Um die maximale Einspei-

seleitung nicht zu überschreiten, muss der PV-Wechselrichter

in diesem Fall die PV-Erzeugung abregeln - ein finanzieller

Schaden für den Betreiber. Des Weiteren führt die späte La-

dung der Batterie bei prognosebasierten Speichersystemen

auf Lithium-Ionen-Basis zu einer Verlängerung der Lebens-

dauer, da der durchschnittliche Ladezustand verringert wer-

den kann (vgl. Kapitel 5.4.3).




Abbildung 5.12: Qualitative Darstellung der Reduzierung der Einspeiseleistung. Zusatzinformation: die erste Periode der KfW-Förderung hatte eine Einspeisebegrenzung von 60 %. Diese gilt für die vermessenen Speichersysteme des Intensiv-Monitorings.

Abbildung 5.13: Qualitative Übersicht zur Begrenzung der Einspeiseleistung.

Begrenzung der

Einspeiseleistung

Frühe Ladung der Batterie bei

erstem Erzeugungsüberschuss

Evtl. Abregelungsverluste

(falls Speicher vor hoher PV-

Erzeugung vollständig geladen)

Minimierung der

Abregelungsverluste,

Verlängerung der Lebensdauer

Zie

lU

msetz

ung

Eff

ekt

Späte Ladung der Batterie über

Mittag zur Vermeidung der

Abregelung von PV-Erzeugung

Nicht-prognosebasierte

Betriebsstrategie

Betr

ieb

Prognosebasierte

Betriebsstrategie




5.5.2 Prognosebasierte PV-Speicher vs.

Speichersysteme ohne Prognose

Prognosebasierte Speichersysteme haben geringere

Abregelungsverluste als Speicher ohne Prognose.

Abbildung 5.14 und Abbildung 5.15 zeigen das im Feld ge-

messene Einspeiseverhalten von PV-Speichersystemen mit

und ohne Prognosestrategie. Dargestellt sind jeweils die Leis-

tungen der PV-Erzeugung, der Batterie und des Netzaus-

tauschs für einen exemplarischen Tag mit hoher PV-Erzeu-

gung. Beide PV-Anlagen haben eine Nennleistung von rund

10 kWp und sind in der ersten Periode des Förderprogramms

installiert worden. Dementsprechend ist die Einspeiseleistung

bei beiden PV-Anlagen mit 60 % auf einen maximalen Wert

von 6 kW zu begrenzen. Beide PV-Anlagen stehen im Um-

kreis von Aachen und haben eine vergleichbare Ausrichtung

der PV-Anlage. Im Tagesverlauf lässt sich das folgende Ver-

halten beobachten:

Der nicht-prognosebasierte Speicher beginnt bereits ge-

gen 7 Uhr morgens mit der Ladung, wenn die PV-Erzeugung

die Haushaltslast zum ersten Mal übersteigt. Mit Anstieg der

PV-Erzeugung lädt das Speichersystem ebenfalls mit stei-

genden Leistungen oberhalb von 2 kW kurz vor 9 Uhr. Ab die-

sem Zeitpunkt reduziert der Speicher bereits seine Ladeleis-

tung. Gegen 11 Uhr erreicht der Speicher dann seinen Vollla-

dezustand und nimmt in Folge keine weitere Solarleistung

mehr auf. Um die vorgegebene Einspeisegrenze von 6 kW

einhalten zu können, muss der PV-Wechselrichter die über-

schüssige Erzeugung abregeln. Dem Betreiber gehen

dadurch am betrachteten Tag rund 7 kWh Einspeisung mit ei-

nem monetären Gegenwert von etwa 85 Cent verloren. Dabei

ist zu beachten, dass es sich bei dem betrachteten Tag um

ein Extremszenario handelt. Simulative Analysen dieser The-

matik können bspw. in der 50 %-Studie der HTW Berlin ge-

funden werden [55].

Beim prognosebasierten Speichersystem dagegen wird

die überschüssige PV-Erzeugung in den Morgenstunden zu-

nächst ins Netz eingespeist. Eine Ladung des Speichers er-

folgt erst gegen 9 Uhr, wenn die Netzeinspeiseleistung das

erste Mal die regulatorische Grenze von 6 kW erreicht. In der

Folge kann gut beobachtet werden, wie die Speicherleistung

dynamisch anhand der Residualleistung des Haushaltes ge-

regelt wird. So erfolgt gegen 11:30 Uhr eine vorübergehende

Reduzierung der Speicherladung, da ein Teil der solaren Er-

zeugung direkt im Haushalt verbraucht wird. Im Anschluss da-

ran steigt die Speicherleistung bis 12 Uhr auf etwa 2 kW an,

um die Einspeiseleistung auf 6 kW begrenzen zu können. Ab

etwa 13 Uhr wird mit Leistungswerten nahe der Nennleistung

geladen, damit das Speichersystem noch vollständig geladen

werden kann. Diese Ladung dient nicht primär der Begren-

zung der Einspeiseleistung, da der Netzaustausch deutlich

unterhalb der geforderten 6 kW liegt. Um etwa 14 Uhr ist das

Speichersystem vollständig geladen und die Speicherleistung

fällt auf 0 W ab. Ab dem frühen Abend übernehmen beide

Speichersysteme die Versorgung des Haushaltes und folgen

der Haushaltslast.

Zusammenfassend zeigt sich, dass prognosebasierte Spei-

chersysteme durch die Ladung der Batterie zur Mittagszeit

geringere Abregelungsverluste aufweisen als PV-Speicher

ohne Prognosen. Dennoch kann es vorkommen, dass bei

prognosebasierten Speichern durch Prognosefehler keine

vollständige Ladung der Batterie erfolgt, obwohl die PV-An-

lage eine ausreichende Menge Energie erzeugt hätte. In die-

sem Fall wird die Wirtschaftlichkeit des Speichersystems

nicht durch die Abregelungsverluste negativ beeinflusst, son-

dern durch einen verminderten Eigenverbrauch. Zu beachten

ist, dass auch das prognosebasierte Speichersystem eine Ab-

regelung der PV-Anlage vornehmen muss, falls das Speicher-

system an sonnigen Tagen trotz hoher PV-Erzeugung bereits

vollständig geladen oder zu klein ausgelegt ist.




Abbildung 5.14: Nicht-prognosebasierter Betrieb: Abregelung der PV-Anlage. Zehnminütige Mittelwerte der Messung vom 14.06.2017.

Abbildung 5.15: Prognosebasierter Betrieb: Reduzierung der Einspeiseleistung durch Batterieladung. Zehnminütige Mittelwerte der Messung vom 14.06.2017.




5.5.3 Kombination der Betriebsstrategien

Kurzzeitig frühes Laden mit anschließender Vollladung

in der Mittagszeit vereint geringe Abregelungsverluste

und hohe Autarkie.

Abbildung 5.16 zeigt eine Kombination der Betriebsstrategien

aus Abbildung 5.14 (nicht-prognosebasierter Betrieb) und Ab-

bildung 5.15 (prognosebasierter Betrieb) für eine PV-Anlage

mit einer Nennleistung von 5 kWp.

Zunächst erfolgt bei erstmaligem PV-Überschuss gegen

07:30 Uhr eine kurzzeitige Ladung des Speichersystems.

Diese Ladung dient der Vorhaltung einer gewissen Mindest-

energiemenge in der Batterie, um kurzzeitige Lastspitzen des

Haushaltes abfangen zu können, die die PV-Erzeugung über-

steigen. So kann der Haushalt es vermeiden, zu diesen Zei-

ten Leistung aus dem Netz zu beziehen und erhöht somit

seine Autarkie.

Nach der kurzzeitigen Ladung bleibt das Speichersystem bis

etwa 10:00 Uhr inaktiv. Sobald die Residualleistung des

Haushaltes die Einspeisebegrenzung übersteigt, wird der

Speicher geladen, um die Netto-Einspeisung unterhalb der

geforderten 3 kW zu halten (60 %-Begrenzung aus der ersten

Periode der KfW-Förderung). Dieses Verhalten kann zwi-

schen 10:00 und 15:00 Uhr wiederkehrend beobachtet wer-

den. Auf diese Weise können analog zu Abbildung 5.15 die

Abregelungsverluste minimiert werden.

Die spätere Vollladung hat darüber hinaus auch hier einen

positiven Einfluss auf die erreichbare Lebensdauer von Li-

thium-Ionen-Batterien (vgl. Kapitel 5.4.3) [48–53].

Abbildung 5.16: Kombinierter Betrieb: Reduzierung der Einspeiseleistung. Kurze Frühladung und dann Batterieladung in der Mittagszeit zur Reduzierung der Einspeiseleistung. Zehnminütige Mittelwerte der Messung vom 14.06.2017.




5.5.4 Quantitativer Einfluss von PV-Speichern

auf den Netzaustausch

Speichersysteme verringern sowohl die eingespeisten

als auch die bezogenen Strommengen von Haushalten

mit PV-Anlage.

Abbildung 5.17 zeigt die Summe der umgesetzten Energie-

mengen am Netzanschlusspunkt eines Haushaltes mit PV-

Speicher. Positive Werte entsprechen dabei einer Einspei-

sung von PV-Strom in das öffentliche Netz, negative Werte

dem Bezug von Netzstrom. Zur besseren Vergleichbarkeit

wird neben dem Betrieb mit Speicher (dunkelblau) für den

Haushalt auch der aus den Messdaten rechnerisch ermittelte

Betrieb ohne Speicher (hellblau) dargestellt. Bei der Interpre-

tation der Ergebnisse ist die logarithmische Skalierung der y-

Achse zu beachten.

Die Messungen bestätigen das Potenzial von Heimspeichern,

sowohl die Spitzenleistungen der Einspeisung als auch die

des Netzbezugs zu verringern. Die Reduzierung der maxima-

len Einspeisung von 8 kW auf unter 6 kW ist deutlich zu er-

kennen. Diese ergibt sich durch eine gezielte Ladung des Bat-

teriespeichers während der Mittagszeit. Auch beim Netzbe-

zug können die Leistungsspitzen reduziert werden.

Eine mögliche Restrukturierung des Umlagen- und Abgaben-

systems könnte die Einführung leistungsbezogener Netzent-

gelte auch für den privatwirtschaftlichen Bereich zur Folge ha-

ben. In diesem Fall könnte das Speichersystem über geeig-

nete Betriebsstrategien ebenfalls zur Reduktion der Netzbe-

zugsleistung optimiert werden, wodurch dieser Kostenpunkt

gesenkt werden kann. Insbesondere für die zukünftige ver-

mehrte Ladung von Elektrofahrzeugen könnte ein solches Be-

triebsverhalten Gegenstand weiterer Untersuchungen wer-

den.

Abbildung 5.17: Begrenzung der Netzaustauschleistung (Zehnminütige Mittelwerte) durch den Einsatz eines prognosebasier-ten PV-Speichers (Nutzbare Kapazität: 8 kWh, PV-Nennleistung: 9 kWp, Jahresstromverbrauch Haushalt: 7.700 kWh/a).


5.6 Alterung von Heimspeichern



Dieses Kapitel führt zunächst in die Problematik der aktuell

nicht einheitlichen Definition der Kapazität von Speichersys-

temen ein. Anschließend werden ab Kapitel 5.6.3 Auswertun-

gen der Alterungstests an 20 privat betriebenen Speichersys-

temen vorgestellt.

5.6.1 Hintergrund und Problematik

Die KfW-Förderung schreibt eine zehnjährige Zeitwertersatz-

garantie auf die Batterie für KfW-geförderte PV-Speicher vor:

„Für die Batterien des Batteriespeichersystems liegt eine Zeit-

wertersatzgarantie für einen Zeitraum von zehn Jahren vor.

Hierbei wird bei Defekt der Batterien der Zeitwert der Batte-

rien ersetzt. Der Zeitwert berechnet sich anhand einer über

den Zeitraum von zehn Jahren beginnend mit dem Tag der

Inbetriebnahme linear angenommenen jährlichen Abschrei-

bung. Die Zeitwertersatzgarantie ist vom Verkäufer dem Käu-

fer des Batteriesystems gegenüber zu garantieren oder über

eine geeignete Versicherungslösung, deren Kosten der Ver-

käufer trägt, zu gewährleisten. Weitergehende Garantieerklä-

rungen der Zwischenhändler/Hersteller können selbstver-

ständlich abgegeben werden.“ [31]

Hierzu konkretisiert das Dokument „Anlage zum Merkblatt Er-

neuerbare Energien – Speicher“:

a. „Hierbei gilt eine Batterie als defekt, wenn ihre Ka-

pazität 80 % der Nennkapazität unterschreitet.

b. Zwischen dem Anlagenbesitzer und dem Herstel-

ler/Händler kann vereinbart werden, welche Nut-

zung der Batterie zu einem Verlust des Anspruchs

auf die Zeitwertersatzgarantie führt. Voraussetzung

eines Verlusts dieses Anspruches muss aber eine

Änderung des Betriebs der Batterie gegenüber dem

Werks- bzw. Installationszustand sein, welche durch

den Anlagenbesitzer oder auf seine Initiative hin

durchgeführt wurde.

c. Die Nachweispflicht, dass eine Nutzung durch den

Anlagenbesitzer vorgelegen hat, welche einen Ver-

lust des Anspruchs auf die Zeitwertersatzgarantie

zur Folge hat, liegt beim Hersteller/Händler.“ [56]

Zehnjährige Zeitwertersatzgarantie auf die Batterie

Exemplarisch bedeuten diese Festlegungen für Betreiber von

PV-Speichersystemen: Erreicht die Batterie nach 5 Jahren

(also der Hälfte der Garantiezeit) eine Kapazität von weniger

als 80 % der angegebenen Nennkapazität, besteht ein An-

spruch auf Ersatz der Hälfte des ursprünglichen Batterieprei-

ses, sofern die Alterung nicht auf einen vom Kunden verschul-

deten Fehlbetrieb des Heimspeichers zurückgeführt werden

kann.

Was ist die Nennkapazität? Wie wird diese getestet?

Nicht immer ist dabei klar, was als „Nennkapazität“ verstan-

den werden darf und wie gegebenenfalls eine Verletzung des

80 %-Kriteriums nachgewiesen werden kann. Die Vielzahl

der unterschiedlichen im Markt verwendeten Bezeichnungen

erschwert es der Kundschaft teilweise, eine informierte Ent-

scheidung zu treffen. In öffentlich zugänglichen Datenblättern

bekannter Speicherhersteller und in Dokumenten von Institu-

tionen und Arbeitsgruppen finden sich unter anderem die in

Tabelle 5.2 aufgeführten Begriffe. Wie die angegebenen Grö-

ßen nachzuweisen sind, ist dabei meistens nicht klar definiert.

Zurzeit gibt es bereits umfangreiche Bemühungen, die Be-

grifflichkeiten zu vereinheitlichen. Dazu zählt neben der Über-

arbeitung des Effizienzleitfadens („Effizienzleitfaden für PV-

Speichersysteme“ [40]) ebenfalls die Erstellung einheitlicher

Datenblattangaben in Arbeitsgruppen und Normungsgre-

mien.




Tabelle 5.2: Übersicht einer Auswahl der in der Branche verwendeten Kapazitätsbegriffe.

Nummer Kapazitätsbegriff Quelle

1 Nennkapazität

Richtlinien des Förderprogramms im Bundesanzeiger

KfW-Bank

Herstellerangabe Datenblatt

2 Nominale Batteriekapazität (Wattstunden)

Effizienzleitfaden (Version 1.0; Ausgabe 03/2017)

3 Nutzbare Batteriekapazität (Wattstunden)

Neue Version des Effizienzleitfadens (unveröffentlicht) (derzeitiger Zwischenstand der unveröffentlichten Version 1.1)

Speichermonitoring (Angabe für den vom Speicherhersteller freigegebenen Kapazitätsbereich)


4 Nutzbare Kapazität/nutzbare Energie bzw. Nettokapazität/ Nettoenergie (Wattstunden)

VDE-Normentwurf (unveröffentlicht) (derzeitiger Zwischenstand des unveröffentlichten Dokuments Datenblatt- und Typschildangaben von Speichersystemen für Photovoltaikanlagen)

5 Installierte Batteriekapazität (Wattstunden)

Speichermonitoring (Summe der vom Speicherhersteller verbauten Modulkapazitäten)

6 Nutzbare Speicherkapazität (Wattstunden)

Unabhängigkeitsrechner (HTW Berlin)

BNetzA


7 Batteriespeichergröße, Speichergröße

Beratungstool Batteriespeicher (Öko-Institut e.V.), Herstellerangabe Datenblatt

8 Batteriekapazität nutzbar Herstellerangabe Datenblatt

10 Batteriekapazität netto Herstellerangabe Datenblatt

11 Nutzbare Kapazität Herstellerangabe Datenblatt

12 Kapazität Herstellerangabe Datenblatt

13 Nutzbare Energie Herstellerangabe Datenblatt

14 Speicherbare Energie Herstellerangabe Datenblatt

15 Gleichstrom-Energie Herstellerangabe Datenblatt

17 Speicher Herstellerangabe Datenblatt

18 nutzbare Kapazität = Nominale Speicherkapazität * Entladetiefe


19 Nutzbarer Energiegehalt Herstellerangabe Datenblatt




5.6.2 Vereinheitlichung der Kapazitätsbegriffe

Die Kapazität einer Batterie ist in den Naturwissenschaften

eindeutig in Amperestunden definiert. Nichtsdestotrotz ist es

in der Branche gängige Praxis, die Energie einer Batterie als

(energetische) Kapazität in Wattstunden anzugeben. Auch

das Speichermonitoring verwendet diese Definition, die inzwi-

schen bis in die Grundlagenliteratur durchgedrungen ist [57].

Zur Klärung der derzeit teilweise missverständlich verwende-

ten Begrifflichkeiten und im Sinne transparenter und ver-

ständlicher Garantiebedingungen ist eine einheitliche Defini-

tion des Kapazitätsbegriffs für Heimspeichersysteme anzu-

streben. Generell können drei relevante Kapazitätsgrößen

voneinander abgegrenzt werden (siehe Abbildung 5.18).

Die installierte Batteriekapazität (DC) entspricht der

Summe der Nennkapazitäten der im Speichersystem verbau-

ten Batteriemodule. Sie wird vom Modulverkäufer im Modul-

datenblatt angegeben und gilt als Gewährleistung gegenüber

dem Modulkäufer. Für den Endkunden ist diese Angabe nicht

weiter relevant und sie kann während des Betriebs des Spei-

chersystems auch nicht gemessen werden.

Die nutzbare Batteriekapazität (DC) bleibt nach Abzug von

Sicherheitsmargen und Alterungsreserven von der installier-

ten Batteriekapazität übrig. Dabei entscheiden die Speicher-

systemhersteller, welchen Bereich der installierten Batterie-

kapazität sie für den alltäglichen Betrieb der Speichersysteme

als nutzbare Batteriekapazität freigeben. Diese Größe eignet

sich als Basis für Gewährleistung und Garantie, da für die re-

produzierbare Messung bereits ein anerkanntes Testverfah-

ren existiert: Gemäß dem Effizienzleitfaden wird die nutzbare

Batteriekapazität in einem definierten Entladetest als DC-

Größe bei drei Leistungsstufen erfasst. Das arithmetische

Mittel der energetischen Messungen wird anschließend auf

dem Datenblatt des Speichersystems angegeben [58].

Die Ausgangskapazität (AC) entspricht der Energie, die der

Endkunde nach Abzug der Umrichterverluste auf der AC-

Seite im Haushalt zur Verfügung hat. Sie ist unter anderem

abhängig von der jeweiligen Entladeleistung [29, 32]. Die An-

gabe der Pfadwirkungsgrade gemäß dem Effizienzleitfaden

ist somit auch zur Bewertung der für den Betreiber tatsächlich

zur Verfügung stehenden AC-Kapazität eine wichtige Größe.

Die unterschiedlichen Vertragsbeziehungen zwischen Batte-

riemodulverkäufer, Speichersystemverkäufer und Endkunde

sind in Abbildung 5.19 zusammenfassend dargestellt: Im Fall

eines vorzeitigen Kapazitätsverlustes des Speichersystems

besteht zunächst ein Anspruch des Endkunden gegenüber

dem Speichersystemverkäufer. Der Speichersystemverkäu-

fer kann diesen Anspruch gegebenenfalls gegenüber dem

Speichersystemhersteller geltend machen, wie es auch in der

Bekanntmachung zum Förderprogramm erwähnt ist [31]. Der

Speichersystemhersteller kann den Garantiefall schließlich

gegebenenfalls gegenüber seinem Batteriemodulverkäufer

geltend machen – für den Endkunden ist dieser Vorgang je-

doch nicht weiter relevant.

Ausblick

Der Effizienzleitfaden hat sich in der Branche als notwendiger

Standard für die Laborvermessung und Deklarierung von

Heimspeichersystemen etabliert. Zur Klärung von Gewähr-

leistungs- und Garantiefragen beim Kunden sind die definier-

ten Testroutinen jedoch nur unter großem Aufwand anwend-

bar. Das ISEA hat es sich zum Ziel gesetzt, zusammen mit

Branchenvertretern ein einheitliches und transparentes Ver-

fahren zu entwickeln, das Kunden und Herstellern eine

schnelle und wissenschaftlich fundierte Prüfung von eventu-

ellen Garantiefällen ermöglicht.




Abbildung 5.18: Qualitative Abgrenzung der verschiedenen Kapazitätsbezeichnungen.

Abbildung 5.19: Qualitative Darstellung der Garantie und Gewährleistungspflichten.

Ausgangskapazität des Speichersystems (AC)

Energie, die der Endkunde nach Abzug der Umrichterverluste auf der

AC-Seite im Haushalt zur Verfügung hat

Ist abhängig von der Entladeleistung: Daher ist die Angabe der

Pfadwirkungsgrade (hier: BAT2AC) gemäß dem Effizienzleitfaden auch

zur Bewertung der Kapazität eine wichtige Größe im Datenblatt

Nutzbare Batteriekapazität des Speichersystems (DC)

Bleibt nach Abzug von Sicherheitsmargen und Alterungsreserven übrig

Sollte gemäß dem Entladetest des Effizienzleitfadens im Datenblatt des

Heimspeichers angegeben werden

Geeignete Basis für Gewährleistung und Garantie des

Speichersystemverkäufers gegenüber dem Endkunden

Installierte Batteriekapazität des Speichersystems (DC)

Summe der Nennkapazitäten aller verbauten Batteriemodule

(die Nennkapazität eines Batteriemoduls wird im Moduldatenblatt durch

den Modulverkäufer angegeben)

Für den Endkunden irrelevant

DC

-Grö

ße

nA

C-G

röß

e

Übergabe des

Speichersystems

Datenblattangaben des

Speichersystems sind Grundlage

für Garantie und Gewährleistung

Modulverkäufer

Speichersystemhersteller

Speichersystemverkäufer

Kunde

Vereinfachte gewerbliche

Wertschöpfungskette

von Speichersystemen

Garantien und

Gewährleistungspflichten aus

den Verträgen und

Datenblattangaben innerhalb

dieser Wertschöpfungskette

sind für den Endkunden nicht

relevant

Übergabe des Kaufpreises

Ansprüche auf Garantie

und Gewährleistung des

Endkunden gegenüber dem

Speichersystemverkäufer




5.6.3 Durchführung der Kapazitätstests

Eine Grundvoraussetzung für aussagekräftige Kapazitäts-

messungen im Feld sind reproduzierbare Testbedingungen.

Die 20 untersuchen Speichersysteme arbeiten netzgekoppelt

in privaten Haushalten. Von einer Entnahme der Batteriemo-

dule aus den Speichersystemen wurde dabei aus mehreren

Gründen abgesehen:

Eine potenzielle Störung des EMS kann nicht ausge-

schlossen werden, wenn die Batterien entfernt und an-

schließend wieder angeschlossen werden.

Ein potenzieller Gewährleistungs- und Garantieverlust

durch die Entnahme der Batterie soll vermieden werden.

Eine Vermessung im Labor wird als unverhältnismäßig

hohe Belastung für die Betreiber empfunden, da die Spei-

cher in der Zeit nicht verwendet werden können.

Daher wurde ein Testverfahren entwickelt, das eine Vermes-

sung der Batterien vor Ort ermöglicht. Abbildung 5.20 veran-

schaulicht das generelle Vorgehen der im Feld durchgeführ-

ten Kapazitätstests. Bei diesem wird die PV-Anlage abge-

schaltet und das System unter Volllast entladen. Die Systeme

bleiben dabei am Netz angeschlossen. Es erfolgt zudem kein

direkter Eingriff in die Steuerung der Systeme.

Eine Kapazitätsvermessung umfasst eine Vollladung und

eine anschließende vollständige Entladung des Speichersys-

tems. Eine vollständige Ladung (negative Batterieleistung)

und ein darauffolgender Entladevorgang (positive Leistun-

gen) nach Vollladung ist beispielhaft in Abbildung 5.21 darge-

stellt. Zu beachten ist, dass es sich bei dem gewählten Test-

verfahren nicht um einen Kapazitätstest gemäß dem Effizi-

enzleiten handelt.

Ladung der Speichersysteme

Für die Ladung der Speichersysteme wird auf die hauseigene

PV-Anlage zurückgegriffen. Um eine sichere Vollladung zu

ermöglichen müssen für einen Kapazitätstest geeignete Wet-

terbedingungen vorliegen. Bietet das Speichersystem die

Möglichkeit einer manuellen Vollladung, wird alternativ von

dieser Möglichkeit Gebrauch gemacht. Das Speichersystem

wird im Rahmen der Kapazitätstests dann als vollständig ge-

laden angesehen, wenn das System zum einen die Ladung

trotz weiterhin vorhandenem PV-Überschuss selbständig be-

endet und zum anderen einen Ladezustand von 100 % laut

Display bzw. Webportal ausweist. Eine Ruhephase nach der

Ladung ist aus organisatorischen Gründen nicht vorgesehen.

Zum einen soll die Nichtverfügbarkeit des Speichers für den

Betreiber minimal gehalten werden, zum anderen muss bei

einem der getesteten Speichermodelle ein nahtloser Über-

gang von Ladung zu Entladung erfolgen, da das System

sonst in einen Schlafmodus geht, bis es durch erneute PV-

Erzeugung geweckt wird.

Entladung der Speichersysteme

Im Sinne eines möglichst reproduzierbaren Tests muss die

Entladeleistung bei allen Tests stets möglichst konstant sein.

Da die Speichersysteme netzgekoppelt arbeiten, ist jedoch

auch während der Tests stets der aktuelle Hausverbrauch als

überlagerndes Element vorhanden. Als einzige in allen Fällen

reproduzierbare Entladeleistung stand daher nur die maxi-

male Entladeleistung des Speichersystems zur Verfügung.

Zu diesem Zweck wird im Haushalt eine Last angelegt (bspw.

Ladung eines Elektroautos), die die Entladeleistung des Spei-

chersystems dauerhaft übersteigt. Die Last wird so lange an-

gelegt, bis das System die Entladung selbständig beendet

und das Display bzw. Webportal einen Ladezustand von 0 %

anzeigt.




Abbildung 5.20: Schematische Darstellung der im Feld durchgeführten Kapazitätstests.

Abbildung 5.21: Verlauf eines Kapazitätstests mit Ladung und vollständiger Entladung.

Entladung mit

maximaler Leistung 𝑃

Abgeschaltete

PV-Anlage

SoC

= 1

00

%

„Normale“ Hauslast

(Spül- und Waschmaschine,

Kühlschrank, TV, etc.)

Zusätzliche Lasten

(Elektroauto, Heizlüfter, etc.)

Differenzleistung

zur Deckung aller

Lasten wird aus dem Netz

bezogen

Summe aller Lasten ist

größer als 𝑃




5.6.4 Auswertung der Kapazitätstests

Zeitliche Entwicklung der nutzbaren Batteriekapazität

(DC) der vermessenen Heimspeichersysteme

Abbildung 5.22 zeigt die auf der DC-Seite gemessenen nutz-

baren Batteriekapazitäten der Speichersysteme. Dabei wur-

den die Messwerte auf die in den Datenblättern angegebenen

Kapazitäten normiert.

Die Kapazitäten der meisten Speichersysteme haben sich im

Vergleich zu den Checkups im Jahr 2017 nur in geringem

Maße verändert. Teilweise wurden bei der zweiten Messung

sogar leicht höhere Werte gemessen. Dies kann auf Soft-

wareanpassungen der Heimspeicher, leicht unterschiedliche

Umgebungsbedingungen und übliche Messunsicherheiten

zurückzuführen sein. Tendenziell verzeichnen die meisten

Systeme jedoch einen leichten Kapazitätsverlust. Lediglich

ein System zeigt mit 19 Prozentpunkten einen massiven Ka-

pazitätsverlust innerhalb des betrachteten Zeitraums. Insge-

samt kann aus den Tests gefolgert werden, dass der Kapazi-

tätsverlust der meisten vermessenen Heimspeicher mit Li-

thium-Ionen-Batterien im zu erwartenden Bereich liegt. Eine

beschleunigte Alterung konnte bei diesen Systemen bisher

nicht festgestellt werden. Dennoch gibt es auch Speichersys-

teme die in beiden Testserien im Vergleich zu der Kapazitäts-

angabe laut Datenblatt bereits deutlich geminderte Kapazitä-

ten aufweisen. Zwar liegen die gemessenen Kapazitäten

auch bei diesen Speichersystemen meistens noch oberhalb

der garantierelevanten Mindestkapazität von 80 %, es ist aber

nicht auszuschließen, dass einige der vermessenen Spei-

chersysteme in absehbarer Zeit zu Garantiefällen werden

könnten. Hier sollten die jeweiligen Hersteller im Sinne ihrer

Kunden schnelle und unkomplizierte Lösungen anbieten, die

keine versteckten Kosten zu Lasten der Betreiber enthalten.

Zeitliche Entwicklung der Ausgangskapazität (AC) der

vermessenen Heimspeichersysteme

Für den Betreiber eines Heimspeichers ist neben der eher

theoretischen Größe der nutzbaren Batteriekapazität an den

Batterieklemmen vor allem die im Betrieb tatsächlich ent-

nehmbare Energiemenge auf der AC-Seite von Interesse

(Ausgangskapazität (AC)). Gegenüber der nutzbaren Batte-

riekapazität (DC) ist diese Größe um die auftretenden Um-

richterverluste reduziert (siehe auch Kapitel 5 des Jahresbe-

richts 2017 [32] und Kapitel 9 des Jahresberichts 2016 [29]).

Um einen Überblick über die Unterschiede zwischen diesen

beiden Größen zu erhalten, sind in Abbildung 5.23 die am

Speichersystemausgang (AC) gemessenen Energiemengen

dargestellt, die ebenfalls auf die im Datenblatt angegebene

Kapazität bezogen sind.

Aufgrund der Verluste der Leistungselektronik sind die ge-

messenen Ausgangskapazitäten entsprechend geringer als

die nutzbaren Batteriekapazitäten auf der DC-Seite. Das führt

dazu, dass hier mehr Systeme an der 80 % Restkapazitäts-

grenze liegen. Kunden, die ihre Energieflüsse beispielsweise

anhand eines Webportals verfolgen, könnten daher vermu-

ten, dass ihre Speichersysteme bereits Garantiefälle seien,

obwohl die relevante Kenngröße der nutzbaren Batteriekapa-

zität (DC) noch oberhalb der Kapazitätsgrenze von 80 % liegt.

Zur Vermeidung von Streit um Garantiefälle sind eine einheit-

liche Begriffsdefinition und eine Aufklärung der Kundschaft

anzustreben.




Abbildung 5.22: Vergleich der gemessenen nutzbaren Batteriekapazitäten (DC). Normierung auf Datenblattangaben. Messung auf der DC-Seite und ohne Leistungselektronik. Sortierung nach gemessener Kapazität in der Testserie 2018.

Abbildung 5.23: Vergleich der gemessenen Ausgangskapazitäten (AC). Normierung auf Datenblattangaben.

Messung auf AC-Seite und inklusive Leistungselektronik. Sortierung nach gemessener Kapazität in der Testserie 2018.




5.6.5 Einfluss von Alter und Zyklenzahl auf die

Batteriealterung

Die Alterung von Heimspeichern ist ein komplexer

Prozess mit zahlreichen Einflussfaktoren.

Bei Betrachtung der durchgeführten Kapazitätstests erscheint

es zunächst plausibel, eine Korrelation zwischen den gemes-

senen Kapazitätswerten und dem Alter bzw. der bisherigen

Zyklenzahl der Heimspeichersysteme zu vermuten. Diese

Vermutung soll im Folgenden geprüft werden. Einerseits sind

über das Basis-Monitoring die Installationszeitpunkte der ver-

messenen Speichersysteme bekannt. Darüber hinaus liefert

das Intensiv-Monitoring genaue Aussagen darüber, wie die

Speichersysteme über den Messzeitraum hinweg belastet

wurden.

Um den Einfluss des Parameters „Installationszeitpunkt“ auf

die Alterung der Batterien zu analysieren sind in Abbildung

5.24 die Speichersysteme nach diesem Parameter abstei-

gend sortiert, dargestellt. Es lässt sich kein eindeutiger Zu-

sammenhang aus dieser Grafik ableiten. Das älteste System

(links außen) wurde 2013, das neueste System 2016 (rechts

außen) installiert und in Betrieb genommen. Es zeigt sich,

dass einige Systeme auch trotz höherem Alter noch sehr gute

Kapazitätswerte in beiden Testreihen erreichen. Andere Spei-

cher weisen dagegen bereits nach vergleichsweise kurzen

Betriebsdauern deutliche Abweichungen von der angegebe-

nen nutzbaren Batteriekapazität auf. Ein wesentlicher Ein-

fluss des Installationszeitpunkts kann somit nicht als die allei-

nige Ursache für verminderte Kapazitäten herangezogen

werden.

Auch eine Sortierung der Systeme nach Belastung der Batte-

rien in Form von äquivalenten Vollzyklen zeigt keine klare

Korrelation zu den gemessenen Kapazitätswerten (siehe Ab-

bildung 5.25). Das Speichersystem mit den meisten Zyklen

weist immer noch eine normierte Restkapazität von knapp

über 100 % auf, wohingegen das System mit den zweitwe-

nigsten Zyklen (System 15 in Abbildung 5.25) bereits unter-

halb der 80 % Restkapazitätsgrenze ist. Daher kann auch die-

ser Parameter nicht alleine für die Alterung der Batterien ver-

antwortlich gemacht werden.

Die Auswertungen der Kapazitätstests verdeutlichen, dass

die Alterung von Batteriespeichern ein hochkomplexes

Thema mit zahlreichen Einflussfaktoren ist. Neben Betriebs-

dauer und Zyklenzahlen haben unter anderem Zellchemie,

Systemdesign und Betriebsstrategie einen erheblichen Ein-

fluss auf die Entwicklung der für den Betreiber nutzbaren

Speicherkapazitäten. Um Aussagen über die langfristige

Qualität von Heimspeichern treffen zu können, müssen indi-

viduelle Betrachtungen der Batteriemodule, des Batteriema-

nagements und des Energiemanagements getroffen werden.

Der Anstieg von rund 5 Prozentpunkten bei System 13 in Ab-

bildung 5.24 ist beispielsweise mit hoher Wahrscheinlichkeit

auf ein Softwareupdate des Herstellers zurückzuführen, in-

nerhalb dessen das Batteriemanagementsystem neu kalib-

riert und dem Kunden anschließend mehr Kapazität zur Ver-

fügung gestellt wurde. Dieser Effekt überwog die während der

gleichen Zeit vorangegangene Alterung der Batteriezellen.

Auch die Einhaltung von erforderlichen Wartungsarbeiten bei

Blei-Säure-Batterien kann einen erheblichen Einfluss auf de-

ren Kapazität haben. Im Falle von ausbleibender Wartung

können mitunter in kurzer Zeit deutliche Kapazitätsrückgänge

oder sogar Totalausfälle auftreten.




Abbildung 5.24: Vergleich der gemessenen nutzbaren Batteriekapazitäten (DC). Gezeigt sind die gemessenen Kapazitäten auf der DC-Seite und ohne Leistungselektronik. Die Sortierung erfolgt nach Systemalter bezogen auf die Installation.

Abbildung 5.25: Vergleich der gemessenen nutzbaren Batteriekapazitäten (DC). Gezeigt sind die gemessenen Kapazitäten auf der DC-Seite und ohne Leistungselektronik. Die Sortierung erfolgt nach durchfahrenen Zyklen.

Systemalter

Zyklenalter




5.6.6 Analyse der Kapazitäten aus dem

Alltagsbetrieb der Speichersysteme

Die Betriebsdaten von Heimspeichern erlauben eine

gute Abschätzung der nutzbaren Batteriekapazitäten.

Die Kapazitätsvermessung von Heimspeichern im Feld ist ein

zeit- und ressourcenintensiver Prozess. Neben terminlichen

Absprachen mit den jeweiligen Speicherbetreibern müssen

umfangreiche Test- und Messhardware bereitgestellt werden

(siehe Kapitel 5.6.3). Zur effizienten Überprüfung von mögli-

chen Garantie- oder Gewährleistungsansprüchen ist dieses

Verfahren somit kaum geeignet.

Um diese Problematik zu überwinden und eine schnelle und

transparente Überprüfung der Restkapazität von Heimspei-

chern zu ermöglichen, wurde auf Basis der Daten des Inten-

siv-Monitorings eine KI-gestützte Methode entwickelt, die an-

hand der geloggten Daten der Speichersysteme virtuelle Ka-

pazitätstests durchführt. Dabei werden Teil- und Vollzyklen

unterschiedlicher Leistungen automatisch identifiziert und an-

hand eines machine learning Algorithmus bewertet. So kann

die nutzbare Batteriekapazität eines Heimspeichers ohne die

hohen Aufwände eines tatsächlichen Kapazitätstests ermittelt

werden. In Abbildung 5.26 sind die Ergebnisse der entwickel-

ten Methodik für eines der im Intensiv-Monitoring untersuch-

ten Systeme dargestellt. Zusätzlich sind die beiden vor Ort

durchgeführten Kapazitätstests aus Kapitel 5.6.3 dargestellt.

Es zeigt sich, dass die anhand der virtuellen Methodik ermit-

telten nutzbaren Batteriekapazitäten sehr gut mit den im Feld

durchgeführten Kapazitätstests übereinstimmen.

Die am ISEA entwickelte Methodik kann dabei helfen, Kon-

flikte zwischen Speicherherstellern und Endkunden bezüglich

möglicher Garantieforderungen schnell und wissenschaftlich

fundiert zu lösen. Hierzu sind lediglich die ohnehin von den

Speichersystemen geloggten Messdaten erforderlich. Die un-

abhängige Überprüfung kann in Zukunft dazu beitragen, kost-

spielige Rechtsstreite zu vermeiden.

Abbildung 5.26: Algorithmische Bestimmung der nutzbaren Batteriekapazität (DC) aus den Betriebsdaten des Intensiv-Monitorings für ein exemplarisches Speichersystem.


5.7 Übersicht der Auswertungen des Intensiv-Monitorings aus den Vorjahren


5.7 Übersicht der Auswertungen des

Intensiv-Monitorings aus den

Vorjahren

Das ISEA hat bereits in den Vorjahren umfangreiche Auswer-

tungen der hochauflösenden Vermessung von PV-Speichern

in Privathaushalten und im Labor veröffentlich, die im Folgen-

den kurz zusammengefasst werden.

5.7.1 Jahresbericht 2017

Eigenverbrauchsquoten mit und ohne Speicher im Feld

Speicher können die Eigenverbrauchsquote von Privathaus-

halten etwa verdoppeln ([32] S. 76 ff.).

Autarkiegrade mit und ohne Speicher im Feld

Speicher können den Autarkiegrad von Privathaushalten um

rund ein Drittel erhöhen ([32] S. 78 ff.).

Zyklen von Batteriespeichern im Feld

Speicher durchfahren im Jahr rund 250 äquivalente Vollzyk-

len. Je nach Monat können die Werte zwischen einigen weni-

gen und 30 Zyklen (ein Zyklus pro Tag) liegen. Wichtigste Ein-

flussgrößen sind dabei die PV-Nennleistung, die Speicherka-

pazität und die Haushaltslast ([32] S. 81 ff.).

Round-trip Wirkungsgrade im Feld

Die DC-Wirkungsgrade der untersuchten Li-Ionen- und Blei-

Säure-Batteriespeicher liegen zwischen 75 und 97 %

([32] S. 85). Dies beinhaltet noch keine Wirkungsgradverluste

der leistungselektronischen Komponenten.

Wirkungsgrade der Energiepfade im Feld

Die Wirkungsgrade der Pfade PV2AC und BAT2AC liegen bei

Nennleistung für die meisten Speichersysteme zwischen

90 und 98 Prozent. Niedrige Wirkungsgrade im Teillastbe-

reich führen jedoch insbesondere bei der Entladung der Spei-

chersysteme zu deutlich höheren Verlusten ([32], S. 88 ff.).

Belastungshäufigkeiten der Batterien im Feld

Die Ladung von Heimspeichern findet überwiegend in hohen

Leistungsbereichen statt, die Entladung bei niedrigen Leis-

tungen. Während das Ladeverhalten der Systeme recht ähn-

lich ist, hängt die Entladung stark vom individuellen Haushalt

ab. Im Extremfall können über 60 % der Energie bei Leistun-

gen unterhalb von 20 % der Nennleistung übertragen werden

([32] S. 91 ff.).

Regelstrategien der PV-Speicher im Feld

Je nach Speichersystem existiert eine Vielzahl an Regelungs-

strategien. Durch Regelträgheit und Regelungenauigkeit

kann der Nutzen des Speichersystems teilweise deutlich ge-

mindert werden ([32] S. 93 ff.).

Kein Ramping durch PV-Speicher

Durch ihre einspeisereduzierende Wirkung entlasten PV-

Speicher die Niederspannungsnetze. Befürchtungen, dass

Heimspeicher hohe Leistungsgradienten im Stromnetz verur-

sachen, können durch Messdaten widerlegt werden

([32] S. 100 ff.).


Wirkungsgrade der PV-Speicher im Labor

Die vier im Labor vermessenen Speichersysteme zeigen auf

den Pfaden PV2AC, PV2BAT und BAT2AC teils deutlich un-

terschiedliche Wirkungsgrade. Insbesondere auf dem Pfad

BAT2AC weichen die Effizienzen der Speichersysteme um

bis zu 15 Prozentpunkte voneinander ab ([29] S. 118 ff.).




Round-trip Wirkungsgrade im Labor

Die DC-Wirkungsgrade der vier im Labor vermessenen Bat-

teriespeicher liegen je nach Belastungsfall zwischen

83 und 99 % ([29] S. 124 f.).

Messung der Bereitschafts-, Standby- und

Schlafverluste im Labor

Die Bereitschafts-, Standby- und Schlafverluste der Batterie-

speicher liegen je nach Verlustart zwischen <10 und 50 W

([29] S 125 ff.).

Messung der Regelgüte im Labor

Neben dynamischen Regelungenauigkeiten weichen die

Speichersysteme auch im eingeschwungen Zustand teilweise

von der idealen Regelung ab. Dabei zeigt ein System größere

Abweichungen von bis zu 200 W ([29] S 127 ff.).

Messung der Regelgeschwindigkeit im Labor

Die Speichersysteme unterscheiden sich im Hinblick auf ihre

Regeldynamik deutlich. Labormessungen zeigen Totzeiten

von 1 bis 13 s und Ausregeldauern von 1 bis 50 s.

([29] S 130 ff.).


Realisierung des Intensiv-Monitorings

In diesem Kapitel werden die Auswahl der vermessenen

Speichersysteme, der Aufbau des Messsystems sowie die

Dokumentation der ersten Installationen der Messsysteme im

Feld vorgestellt. Fehlerhafte Installationen der Speichersys-

teme durch Installateure, die in der Anfangszeit des Speicher-

markts teilweise noch beobachtet werden konnten, gehören

mittlerweile der Vergangenheit an ([28] S 107 ff.).

Erste Auswertungen der Feldmessungen

Erste Analysen zur Begrenzung der Einspeiseleistungen zei-

gen das Verhalten der verschiedenen Speichersysteme im

Feld. Zudem veranschaulichen Auswertungen zum Lade-

schlussverhalten und zur Batterietemperatur den Betrieb der

Speichersysteme ([28] S 114 ff.).

Bild auf S. 107 © monikawisniewska/fotolia.com

6 Ausblick

Ausblick 109

6 Ausblick

Weiterführung des Speichermonitorings

Im Rahmen des Forschungsvorhabens Wissenschaftliches

Mess- und Evaluierungsprogramm Solarstromspeicher 2.0

wird das ISEA auch nach Ende des KfW-Förderprogramms

Erneuerbare Energien „Speicher“ wissenschaftliche Auswer-

tungen anfertigen. Während die KfW-Förderung voraussicht-

lich Ende 2018 ausläuft, ist das Speichermonitoring bis Ende

2019 öffentlich gefördert.

Erhöhung der Speichersystemanzahl im

Intensiv-Monitoring

Um auch die aktuellen Technologieentwicklungen von Spei-

chersystemen abbilden zu können, werden am ISEA zurzeit

Labormessungen an drei neuen PV-Speichersystemen

durchgeführt. Darüber hinaus werden weitere 12 hochauflö-

sende Messgeräte an privat betriebenen PV-Speichern im

Feld installiert. Die Datenbasis des Intensiv-Monitorings wird

damit auf 32 Systeme vergrößert.

Rekonstruktion fehlender Messdaten mittels

neuronaler Netze

Derzeit werden am ISEA umfangreiche Algorithmen auf Basis

von neuronalen Netzen erarbeitet, die eine maximale Verfüg-

barkeit der hochauflösenden Messdaten des Intensiv-Monito-

rings sicherstellen sollen. Fehlende oder inkorrekte Mess-

werte werden dabei durch Methoden des maschinellen Ler-

nens automatisch erkannt und korrigiert.

Erarbeitung einer Kennzahl zur Bewertung der Gesamt-

effizienz von PV-Speichern

Die Veröffentlichung der ersten Version des Effizienzleitfa-

dens für PV-Speichersysteme war ein wichtiger Schritt zu ei-

ner verbesserten Vergleichbarkeit unterschiedlicher Spei-

chersysteme. Das ISEA wird auch weiterhin in Zusammenar-

beit mit Herstellern, Verbänden, Prüfinstituten und For-

schungseinrichtungen an der Vereinheitlichung von Verfah-

ren zur Vermessung und Bewertung von Speichersystemen

arbeiten. Insbesondere die Definition einheitlicher Kennzah-

len zur Bewertung der Gesamteffizienz stellt hierbei derzeit

noch eine Herausforderung dar. Die Kennzahlen sollen End-

kunden bei der Kaufentscheidung helfen und dienen zur Er-

höhung der Markttransparenz.

Unabhängige Evaluierung von Garantiefällen

Die KfW-Förderung von Heimspeichern hat zum Schutz der

Verbraucher und zur Sicherstellung der Nachhaltigkeit der

Technologie umfangreiche Herstellergarantien bezüglich der

verwendeten Batteriespeicher gefordert. Es kann als Erfolg

des Förderprogramms gesehen werden, dass in Deutschland

heute eine zehnjährige Zeitwertersatzgarantie auf Batterie-

speicher Marktstandard ist. Im Sinne eines transparenten und

nachhaltigen Speichermarktes müssen mögliche Garantie-

fälle jedoch auch effizient und kundenfreundlich abgewickelt

werden. Zusammen mit der Branche arbeitet das ISEA an ei-

ner schnellen und wissenschaftlich fundierten Lösung zur un-

abhängigen Bewertung der Restkapazität von PV-Speichern.

Internet

Weitere Informationen zum Themenkomplex Solarstromspei-

cher stehen auf der Website des Speichermonitorings zum

kostenlosen Download bereit:

www.speichermonitoring.de

Bild auf S. 108 © hanseat/fotolia.com

http://www.speichermonitoring.de/

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[58] Bundesverband Energiespeicher e.V., Bundesverband Solarwirtschaft e.V., “Datenblattangaben basierend auf Effi-

zienzleitfaden für PV-Speichersysteme”, 2017, online verfügbar: https://www.bves.de/wp-content/uploads/2017/04/Da-

tenblattangaben-nach-Effizienzleitfaden.pdf. Zuletzt geprüft am: 08.06.2018.

Anhang A – PV- und Speicherzubau

116 Anhang A – PV- und Speicherzubau

Anhang A – PV- und Speicherzubau

Tabelle 6.1: Zubau kleiner PV-Anlagen bis 30 kWp und Solarstromspeicher in Deutschland für das Jahr 2017.

Bundesland Zubau PV-Anlagen P <= 30 kWp

(Anzahl)

Zubau PV-Speicher

(Anzahl)

Zubau der kumulierten

Batteriekapazität

(kWh)

Verhältnis Speicher zu PV-Anlagen

(%)

Durchschnittliche nutzbare

Batteriekapazität pro Speicher

(kWh)

Baden-Württemberg 11.658 5.435 40.925 46,62 7,53

Bayern 16.045 14.239 116.478 88,75 8,18

Berlin 524 109 991 20,88 9,06

Brandenburg 2.034 524 3.733 25,78 7,12

Bremen 76 27 225 36,00 8,24

Hamburg 245 46 295 18,61 6,47

Hessen 4.518 1.651 11.884 36,53 7,20

Mecklenburg-Vorpommern 678 141 1.122 20,85 7,94

Niedersachsen 5.518 2.535 19.343 45,94 7,63

Nordrhein-Westfalen 10.157 4.459 32.329 43,90 7,25

Rheinland-Pfalz 3.656 1.231 9.048 33,67 7,35

Saarland 627 292 2.183 46,54 7,48

Sachsen 2.087 96 637 4,59 6,65

Sachsen-Anhalt 1.410 233 1.614 16,49 6,94

Schleswig-Holstein 1.561 520 3.852 33,30 7,41

Thüringen 1.569 169 1.282 10,75 7,60

Aggregierte Auswertung Summe:

62.363

Summe:

31.707

Summe:

245.943

Durchschnitt:

50,84

Durchschnitt:

7,76

Anhang B – Marktanteile

Anhang B – Marktanteile 117

Anhang B – Marktanteile

In Ergänzung zu Kapitel 3.5.1 sind in Tabelle 6.2 die zwanzig

Hersteller mit den meisten Solarstromspeichern innerhalb der

KfW-Förderung aufgelistet. Da sich die dargestellten Daten

ausschließlich auf KfW-geförderte Speichersysteme bezie-

hen, kann es dabei zu systematischen Abweichungen vom

Gesamtmarkt kommen:

Hersteller, deren Speicher nicht KfW-förderfähig, sind tau-

chen nicht in der Liste auf

Der Anteil der KfW-geförderten Speicher ist grundsätzlich

für jeden Hersteller unterschiedlich: Hersteller mit einem

höheren Anteil KfW-geförderter Speichersysteme werden

dabei in tendenziell überbewertet, Hersteller mit einem

niedrigeren Anteil KfW-geförderter Speicher werden ten-

denziell unterbewertet.

Darüber hinaus sind alle bereits in Kapitel 3.5.1 aufgelisteten

Randbedingungen zu beachten. Speichersysteme, die auch

nach manueller Sichtung der eingetragenen Datensätze kei-

nem Hersteller zugeordnet werden konnten (20 Einträge) ge-

hen dabei nicht in die Grundgesamtheit ein, die zur Ermittlung

des Marktanteils verwendet wird.

Tabelle 6.2: Marktanteile nach KfW-Förderung in 2017.

Rang Hersteller Systeme Anteil in %

1 Sonnen 779 19,33

2 E3/DC 727 18,04

3 LG 551 13,67

4 DEV 453 11,24

5 SMA 250 6,20

6 Solarwatt 200 4,96

7 Tesla 198 4,91

8 Fronius 155 3,85

9 VARTA 129 3,20

10 Daimler 97 2,41

11 Caterva 53 1,31

12 Kostal 49 1,22

13 SolarEdge 39 0,97

14 BYD 35 0,87

15 IBC 35 0,87

16 Alpha ESS 27 0,67

17 Solarworld 27 0,67

18 Solax 27 0,67

19 Fenecon 26 0,65

20 ads-tec 20 0,50

- Sonstige 154 3,82

Anhang C – Steuern und Umlagen

118 Anhang C – Steuern und Umlagen


In diesem Anhang befinden sich die Flussdiagramme zu Ka-

pitel 4.

Abbildung 6.1 veranschaulicht die beiden Besteuerungsarten

der Kleinunternehmerregelung und der Regelbesteuerung.

Während bei der Kleinunternehmerregelung Umsatzsteuer

auf den Kaufpreis einer PV-Anlage oder eines Speichers an-

fallen, wird die Umsatzsteuer bei der Regelbesteuerung auf

die Einspeisung und auf den Eigeneverbrauch gezahlt.

Abbildung 6.2 fasst die Methodik zur Berechnung der Steuern

und Umlagen zusammen. Als Input dienen die aufbereiteten

Daten des Basis- und Standard-Monitorings. Nach Berech-

nung der nicht eingespeisten Energie und der nicht bezoge-

nen Energie, können die Effekte auf Steuern und Umlagen

quantifiziert werden.

Abbildung 6.1: Flussdiagramm zu den Besteuerungsarten von PV-Anlagen und Solarstromspeichern.

PV-Anlageninstallation

Entscheidung (5 Jahre daran gebunden)

Voraussetzung: Umsätze im

Gründungsjahr <17.500€ und im

Folgejahr <50.000€

Kleinunternehmer-regelung Regelbesteuerung

Vorsteuerabzug für den Kauf der PV-

Anlage nicht möglich

Speicherinstallation

Vorsteuerabzug für den Kauf der PV-Anlage möglich

MwSt wird vom Finanzamt nicht erstattet. Dafür müssen keine Steuern auf

Umsätze gezahlt werden.

Steuern auf Umsätze wie

folgt:

Umsatzsteuer auf

Eigenverbrauch

Umsatzsteuer auf

Einspeisung

PV-Anlagen > 10kWp: - 2014 & 2015: 30 % - 2016: 35 %- 2017: 40 % der EEG-Umlage auf Eigenverbrauch

nachträglich

gleichzeitig

Vorsteuerabzug möglich, wenn >10%

des von der PV-Anlage erzeugten Stroms ins Netz eingespeist wird

Vorsteuerabzug für den Kauf des

Speichers nicht möglich

Vorsteuerabzug nur möglich, wenn >10%

des gespeicherten Stroms ins Netz eingespeist wird

Eigenverbrauch wird erhöht

Nettostrompreis (EVU) *

Eigenverbrauch*19%

Einspeisevergütung* Eingespeister

Strom*19%


Anhang C – Steuern und Umlagen 119

Abbildung 6.2: Flussdiagramm der Methodik zur Berechnung der Steuern und Umlagen.

Marktdaten aus Basis

Monitoring

Daten aus Standard

Monitoring

Berechnungen von durchschnittlichen

Werten und Kenngrößen für ganz

Deutschland

Stromverbrauch/ Monat

PV-Nennleistung

PV-Erzeugung/

Monat

Netzeinspeisung/ Monat

Eigenverbrauchsquote

Netzbezug/ Monat

Autarkiegrad

Vermiedene Menge eingespeisten PV-

Stroms (A)

Vermiedene Menge an Strombezug (B)

Monetäre Werte

Entgangene EEG-Umlage

Nicht gezahlte EEG-Vergütung

Entgangene Netzentgelte

Eingenommene EEG-Umlage

Entgangene Konzessionsabgabe

Entgangene sonstige Umlagen

Entgangene Steuern

Speicher-kapazität

MwSt (PV-Anlage)

MwSt (Speicher)

Umsatzsteuer (Eigenverbrauch)

MwSt (Speicher nachträglich)

Umsatzsteuer (Einspeisung)

Legende

Daten und Werte

Systembezogene Zwischenwerte

Betriebsbezogene Zwischenwerte

Entgangene und eingenommene Abgaben,

Umlagen und Steuern

Eingenommene Steuern bei Kleinunternehmerregelung

Eingenommene Steuern bei Regelbesteuerung

Anhang D – PV-Speicher des Intensiv-Monitorings

120 Anhang D – PV-Speicher des Intensiv-Monitorings

Anhang D – PV-Speicher des Intensiv-

Monitorings

Tabelle 6.3 fasst die technischen Daten der 20 im Intensiv-

Monitoring vermessenen PV-Speicher zusammen.

Die Speichersysteme wurden zwischen 2013 und 2016 instal-

liert. Je nach Produkttyp handelt es sich um Lithium-Ionen-

oder Blei-Säure-Speichersysteme.

Tabelle 6.3: Technische Eigenschaften der vermessenen Solarstromspeicher (Stromverbräuche aus 2017).

PV in kWp Stromverbrauch in kWh

Speichertyp Topologie Nutzbare Kapazität in kWh

Pbatt,max in kW

6,50 6.614 Senec Home G2+ AC 8,0 2,5

9,90 5.283 E3DC S10E12 DC 9,2 3,0

7,80 6.054 E3DC S10E12 DC 9,2 3,0

9,56 9.361 Senec Home G2 AC 8,0 2,8

6,24 6.082 SMA Sunnyboy 5000SE DC 2,0 2,0

9,94 8.804 Sonnenbatterie eco 9.0 AC 7,0 3,0



9,80 6.763 E3DC S10E8 DC 9,2 3,0

9,80 3.365 Senec Home G2+ AC 8,0 2,5


6,24 5.019 E3DC S10 Mini DC 4,6 1,5





5,2 5.332 Sonnenbatterie eco v8.2 AC 6,0 3,3



6,84 12.654 E3DC S10E12 DC 9,2 3,0

SPEICHERMONITORING

monitoring · inhaltsverzeichnis 4.3.1 differenzierung von eigenverbrauchsquote und autarkiegrad...

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