Wissenschaftliches Mess- und ... - Speichermonitoring

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3.2.1. Volumen und Verteilung der in Deutschland betriebenen dezentralen Solarstromspeicher . ...... aktuelle Zubau von PV-Leistung unterhalb der im EEG fest-. Bild des Kapitels ..... Diese stellt ein wiederkehrendes Thema in der aktuellen.
Wissenschaftliches Mess- und Evaluierungsprogramm Solarstromspeicher 2.0 Jahresbericht 2017

Wissenschaftliches Mess- und Evaluierungsprogramm Solarstromspeicher 2.0

Impressum

Autoren

Förderung

Jan Figgener

Der Jahresbericht zum Speichermonitoring entstand im

David Haberschusz

Rahmen des durch das Bundesministerium für Wirtschaft

Kai-Philipp Kairies Oliver Wessels Benedikt Tepe Markus Ebbert Reiner Herzog Dirk Uwe Sauer

© 2017 Institut für Stromrichtertechnik und Elektrische Antriebe der RWTH Aachen Internet http://www.speichermonitoring.de

Titelbild © ferkelraggae/fotolia.com

und Energie (BMWi) geförderten Forschungsvorhabens „WMEP (KfW 275)“, Förderkennzeichen 03ET6117.

Inhaltsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis .......................................................................................................... 7 Tabellenverzeichnis ............................................................................................................... 9 Executive Summary ............................................................................................................. 10 1

Einleitung ....................................................................................................................... 13 1.1

Entwicklung der photovoltaischen Stromerzeugung in Deutschland ......................................................................... 13

1.2

Strukturelle Herausforderungen einer vermehrten Einspeisung dezentral erzeugten Stroms aus PV-Anlagen ........ 15

1.3

Dezentrale Solarstromspeicher zur Erhöhung des lokalen Eigenverbrauchs ............................................................ 17

2

Das KfW-Förderprogramm für Solarstromspeicher ................................................... 23 2.1

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

2.2

Förderungsvoraussetzungen ..................................................................................................................................... 24

2.3

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

3

2.3.1

Vorstellung des Webportals ............................................................................................................................... 26

2.3.2

Datenschutz ....................................................................................................................................................... 27

Das Basis-Monitoring .................................................................................................... 29 3.1

3.2

Vorstellung und Aufbereitung der Datenbasis ........................................................................................................... 29 3.1.1

Vorstellung der Datenbasis ................................................................................................................................ 29

3.1.2

Aufbereitung und Konsistenzbedingungen der Datenbasis ................................................................................ 29

Auswertung des Basis-Monitorings ........................................................................................................................... 33 3.2.1

Volumen und Verteilung der in Deutschland betriebenen dezentralen Solarstromspeicher ............................... 33

3.2.2

Markthäufigkeiten unterschiedlicher Speichersystemgrößen ............................................................................. 38

3.2.3

Marktanteile der Hersteller von geförderten PV-Speichern ................................................................................ 40

3.2.4

Technische Systemeigenschaften der geförderten Solarstromspeicher ............................................................ 43

3.2.5

Durchschnittliche Kapazitäten der unterschiedlichen Speichersysteme ............................................................. 45

3.2.6

Systempreise und Marktentwicklung .................................................................................................................. 46

Inhaltsverzeichnis

3.2.7

4

Kaufmotivation, wirtschaftliche Erwartungen und Erfahrungen KfW-geförderter Speicherbesitzer .................... 48

Das Standard-Monitoring .............................................................................................. 53 4.1

4.2

5

Vorstellung und Aufbereitung der Datenbasis ........................................................................................................... 53 4.1.1

Vorstellung der Datenbasis ................................................................................................................................ 53

4.1.2

Aufbereitung und Konsistenzbedingungen der Datenbasis ................................................................................ 53

Auswertung des Standard-Monitorings ..................................................................................................................... 53 4.2.1

Jährliche durch PV-Anlagen erzeugte Energiemengen...................................................................................... 54

4.2.2

Jährliche Stromverbräuche der betrachteten Haushalte .................................................................................... 54

4.2.3

Potenziale einer vollständigen Selbstversorgung ............................................................................................... 55

4.2.4

Differenzierung von Eigenverbrauchsquote und Autarkiegrad ........................................................................... 56

4.2.5

Typische Eigenverbrauchsquoten unterschiedlicher Speichersystemkonfigurationen ....................................... 57

4.2.6

Typische Autarkiegrade unterschiedlicher Speichersystemkonfigurationen....................................................... 59

4.2.7

Direkte Effekte des Eigenverbrauchs von PV-Anlagen mit Solarstromspeicher auf Steuern und Umlagen ....... 59

Das Intensiv-Monitoring ................................................................................................ 69 5.1

5.2

Realisierung des Intensiv-Monitorings....................................................................................................................... 69 5.1.1

Ziele der hochauflösenden Messungen ............................................................................................................. 69

5.1.2

Vorstellung der untersuchten Speichersysteme ................................................................................................. 70

5.1.3

Definition der Messstellen .................................................................................................................................. 73

5.1.4

Qualität der im Feld vorgefundenen Speicherinstallationen ............................................................................... 75

Auswertung des Intensiv-Monitorings........................................................................................................................ 75 5.2.1

Eigenverbrauchsquoten der im Feld untersuchten Solarstromspeicher ............................................................. 75

5.2.2

Autarkiegrade der im Feld untersuchten Solarstromspeicher ............................................................................ 78

5.2.3

Auswertung der täglichen Zyklisierung und der Batterieeffizienz ....................................................................... 79

Inhaltsverzeichnis

6

5.2.4

Wirkungsgrade der Energiepfade....................................................................................................................... 86

5.2.5

Belastungshäufigkeiten der Speicher ................................................................................................................. 91

5.2.6

Betriebsverhalten der Speicher .......................................................................................................................... 93

5.2.7

Netzrückwirkung durch Ramping ..................................................................................................................... 100

Ausblick ........................................................................................................................ 105

Literaturverzeichnis ........................................................................................................... 106 Anhang A – Steuern und Umlagen ................................................................................... 110 Anhang B – Marktanteile ................................................................................................... 112

Abbildungsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis Abbildung 1.1: Entwicklung der installierten PV-Leistung in Deutschland ............................................................................... 13 Abbildung 1.2: Entwicklung der Endkundenpreise von PV-Anlagen zwischen 10 kWp und 100 kWp ..................................... 14 Abbildung 1.3: Leistungsbedingte Spannungserhöhung in Niederspannungsnetzen (Qualitative Darstellung). ...................... 15 Abbildung 1.4: Umkehr des Lastflusses bei hohen lokalen Einspeiseleistungen in Niederspannungsnetzen. ........................ 17 Abbildung 1.5: Schematische Darstellung der Funktionsweise eines PV-Speichers. .............................................................. 18 Abbildung 1.6: Reduzierung der maximalen Einspeiseleistung durch PV-Speicher. ............................................................... 18 Abbildung 1.7: Entwicklung der Einspeisevergütung (PV-Anlagen < 10 kWp) und des durchschnittlichen Strompreises. ...... 19 Abbildung 2.1: Übersicht des Datenbank Inputs ...................................................................................................................... 25 Abbildung 3.1: Halbjährliche Zubauraten an PV-Speichern in Deutschland ............................................................................ 34 Abbildung 3.2: Kumulierte Anzahl der Installationen von PV-Speichern in Deutschland ......................................................... 34 Abbildung 3.3: Geographische Verteilung der Solarstromspeicher in Deutschland ................................................................. 35 Abbildung 3.4: Dichtefunktionen der nutzbaren Kapazität der registrierten Solarstromspeicher. ............................................ 38 Abbildung 3.5: Durchschnittlich nutzbare Batteriekapazität der registrierten PV-Speicher ...................................................... 39 Abbildung 3.6: Durchschnittlich nutzbare Batteriekapazität der registrierten PV-Speicher ...................................................... 40 Abbildung 3.7: Relative Marktanteile der Hersteller KfW-geförderter PV-Speicher ................................................................. 42 Abbildung 3.8: Relative jährliche Marktanteile der Hersteller KfW-geförderter PV-Speicher nach Anzahl. ............................. 42 Abbildung 3.9: Einordnung ausgewählter, verhältnismäßig neuer Marktteilnehmermit steigenden Marktanteilen. ................. 42 Abbildung 3.10: Systemeigenschaften der beim Speichermonitoring registrierten PV-Speicher. ............................................ 44 Abbildung 3.11: Anteil der Batterietechnologien der beim Speichermonitoring registrierten PV-Speicher .............................. 44 Abbildung 3.12: Entwicklung der durchschnittlichen Speicherkapazitäten von Solarstromspeichern ...................................... 45 Abbildung 3.13: Entwicklung der durchschnittlichen Endverbrauchersystempreise von Solarstromspeichern ........................ 47 Abbildung 3.14: Motivationsgründe der Käufer KfW-geförderter Solarstromspeicher.............................................................. 49 Abbildung 3.15: Wirtschaftliche Erwartung der Käufer KfW-geförderter Solarstromspeicher .................................................. 51 Abbildung 3.16: Erfahrungen der Käufer KfW-geförderter Solarstromspeicher ....................................................................... 51 Abbildung 4.1: Verteilung der normierten jährlichen PV-Erzeugung in Deutschland (Jahr 2016). ........................................... 54 Abbildung 4.2: Stromverbräuche der betrachteten Haushalte in Deutschland (Jahr 2016). .................................................... 55 Abbildung 4.3: Mittlere Eigenverbrauchsquoten der ausgewerteten Haushalte ...................................................................... 58 Abbildung 4.4: Mittlere Autarkiegrade der ausgewerteten Haushalte ...................................................................................... 58 Abbildung 4.5: Vereinfachte Übersicht zur Wahl der Besteuerung. ......................................................................................... 62 Abbildung 4.6: Direkte Effekte des Eigenverbrauchs von PV-Anlagen mit Speicher auf Steuern und Umlagen ..................... 64 Abbildung 4.7: Direkte Effekte des Eigenverbrauchs von PV-Anlagen mit Speicher auf Steuern und Umlagen ..................... 64 Abbildung 5.1: Senec.IES Home G2+ Quelle: www.solarinvert.de. ......................................................................................... 71 Abbildung 5.2: SMA Sunny Boy Smart Energy Quelle: www.sma.de. ..................................................................................... 71 Abbildung 5.3: E3DC S10 Quelle: www.e3dc.de. .................................................................................................................... 71 Abbildung 5.4: Sonnenbatterie Eco Quelle: sbc-koblenz.sonnenbatterie.de. .......................................................................... 71

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 5.5: Schematischer Aufbau eines hochauflösenden Messsystems für ein AC-gekoppeltes PV-Speichersystem... 73 Abbildung 5.6: Schematischer Aufbau eines hochauflösenden Messsystems für ein DC-gekoppeltes PV-Speichersystem. . 74 Abbildung 5.7: Darstellung der Eigenverbrauchsquote im Jahresverlauf ................................................................................ 77 Abbildung 5.8: Darstellung des Autarkiegrades im Jahresverlauf............................................................................................ 80 Abbildung 5.9: Darstellung des jährlichen Verlaufs der monatlichen Vollzyklen ...................................................................... 81 Abbildung 5.10: Verteilung der Vollzyklen aller 20 vermessenen Speicher ............................................................................. 82 Abbildung 5.11: Restzyklen in Abhängigkeit der ermittelten realistischen äquivalenten Vollzyklen pro Jahr. .......................... 83 Abbildung 5.12: Effizienz der Batterien über den gesamten Messzeitraum absteigend sortiert. ............................................. 85 Abbildung 5.13: Exemplarische Darstellung der aus den Feldmessungen berechneten Wirkungsgrade. ............................... 87 Abbildung 5.14: Wirkungsgrade des Pfads PV2AC von verschiedenen Systemen. ................................................................ 88 Abbildung 5.15: Wirkungsgrade des Pfads BAT2AC von verschiedenen Systemen. .............................................................. 89 Abbildung 5.16: Wirkungsgrade des Pfads PV2BAT von verschiedenen Systemen. .............................................................. 90 Abbildung 5.17: Belastungshäufigkeiten verschiedener Systeme bei der Entladung .............................................................. 91 Abbildung 5.18: Belastungshäufigkeiten verschiedener Systeme bei der Ladung................................................................... 92 Abbildung 5.19: Darstellung des Betriebsverhaltens der untersuchten Speichersysteme (1/2). .............................................. 98 Abbildung 5.20: Darstellung des Betriebsverhaltens der untersuchten Speichersysteme (2/2). .............................................. 99 Abbildung 5.21: Schematische Darstellung des Verfahrens zur Ermittlung der Einspeisekurven. ........................................ 100 Abbildung 5.22: Einspeise- (links) und Gradientenverlauf (rechts) für deutsche PV-Anlagen ............................................... 101 Abbildung 5.23: Einspeise- (links) und Gradientenverlauf (rechts) für deutsche PV-Anlagen ............................................... 102 Abbildung 6.1: Flussdiagramm zu den Besteuerungsarten von PV-Anlagen und Solarstromspeichern ................................ 110 Abbildung 6.2: Flussdiagramm der Methodik zur Berechnung der Steuern und Umlagen .................................................... 111

Tabellenverzeichnis

Tabellenverzeichnis Tabelle 2.1: Fördersätze der förderfähigen Kosten im KfW-Programm 275. ........................................................................... 23 Tabelle 3.1: Art, Konsequenzen und Korrektur von Eingabefehlern innerhalb des Basis-Monitorings. ................................... 31 Tabelle 3.2: Konsistenzbedingungen des Basis-Monitorings. ................................................................................................. 32 Tabelle 3.3: Zusammenfassung des Zubaus kleiner PV-Anlagen bis 30 kWp und Solarstromspeicher .................................. 37 Tabelle 4.1: Verhältnis Nennleistung PV-Anlage zu jährlichem Stromverbrauch. ................................................................... 57 Tabelle 4.2: Annahmen zur Abschätzung der direkten Effekte von PV-Anlagen mit Speichern auf Steuern und Umlagen..... 61 Tabelle 4.3: Übersicht der Änderungen in der Berechnungsgrundlage und ihre Konsequenzen. ........................................... 63 Tabelle 4.4: Zusammenfassung der direkten Effekte des Eigenverbrauchs auf Steuern und Umlagen. ................................. 66 Tabelle 5.1: Technische Eigenschaften der ausgewählten Solarstromspeicher. ..................................................................... 70 Tabelle 5.2: Technische Eigenschaften der vermessenen Solarstromspeicher ...................................................................... 72 Tabelle 5.3: Übersicht der Vollzyklen und Batterieeffizienz der 20 vermessenen Speichersysteme. ...................................... 84 Tabelle 6.1: Marktanteile nach KfW-Förderung in 2016 ........................................................................................................ 112

Executive Summary

Der vorliegende Jahresbericht fasst alle wesentlichen Er-

Executive Summary

kenntnisse des seit 2013 andauernden Speichermonitorings Das KfW-Förderprogramm für Solarstromspeicher

zusammen.

Das KfW-Förderprogramm Erneuerbare Energien „Speicher“ fördert stationäre Batteriespeicher für die Speicherung von Solarstrom aus Photovoltaikanlagen (PV-Anlagen). Die Förderung erfolgt durch zinsgünstige Kredite der KfW-Bank sowie durch Tilgungszuschüsse von bis zu 25 % der anfallenden Investitionskosten durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi). Die aktuelle Periode des Speicherförderprogramms begann am 01.03.2016 und endet am 31.12.2018.

Umfang der dezentralen Speicherkapazitäten in Deutschland In Deutschland wurde im Jahr 2016 fast jede zweite kleine PV-Anlage zusammen mit einem Batteriespeicher installiert. Ende April 2017 waren etwa 61.000 dezentrale Solarstromspeicher mit einer kumulierten nutzbaren Speicherkapazität von etwa 400 MWh an die deutschen Niederspannungsnetze angeschlossen. Die anspruchsvollen technischen Rahmenbedingungen der KfW-Förderung haben dabei einen

Um eine nachhaltig positive Entwicklung der Technologie zu

messbar positiven Einfluss auf die gesamte Marktentwick-

erreichen, sind nur Speichersysteme förderfähig, die eine

lung entfaltet. [Kapitel 3.2.1]

Reihe von technischen Anforderungen erfüllen. Hierzu zählen unter anderem eine netzdienliche Reduzierung der maximalen Einspeiseleistung der PV-Anlage auf 50 %, eine zehnjährige Zeitwertersatzgarantie des Batteriespeichers sowie die Offenlegung der relevanten Kommunikationsschnittstellen zur zukünftigen Integration bidirektionaler

Entwicklung der Endverbraucherpreise von Solarstromspeichern Die Endkundenpreise von Solarstromspeichern sinken rasant. Lithium-Ionen-Speichersystempreise sind in den letzten vier Jahren um über 50 % gefallen. Mit durchschnittlichen

System-Endverbraucherpreisen

unterhalb

von

Netzdienstleistungen. [Kapitel 2]

1.500 €/kWh werden Speichersysteme auf Lithium-Ionen-

Das Speichermonitoring

Basis somit für private Endverbraucher zunehmend wirt-

Das Institut für Stromrichtertechnik und Elektrische Antriebe (ISEA) der RWTH Aachen führt im Auftrag des BMWi eine wissenschaftliche

Evaluierung

des

Speicherförderpro-

gramms durch. Im Fokus der Forschungsaktivitäten stehen:

schaftlich attraktiv. Der Markteintritt mehrerer großer Unternehmen aus der Automobilbranche in den Speichermarkt hat zudem die Erwartungen an weitere zukünftige Preissenkungen verstärkt. Der Grund hierfür sind insbesondere Synergieeffekte durch die wachsende Bedeutung der Elektro-



Die Markt- und Technologieentwicklung von Solarstrom-

mobilität. [Kapitel 3.2.6]

speichern [Kapitel 3], 

die Abschätzung der durch einen vermehrten solaren Eigenverbrauch verursachten direkten Effekte auf Steuern und Umlagen [Kapitel 4], und



die Quantifizierung der erreichten Wirkungsgrade, der typischen Belastungshäufigkeiten und der Netzeffekte von Solarstromspeichern [Kapitel 5]

Verwendete Speichertechnologien Der Marktanteil von Speichersystemen mit Lithium-IonenBatterien ist unter anderem aufgrund der rasant fallenden Speichersystempreise seit 2013 kontinuierlich gestiegen und liegt derzeit bei über 95 %. Blei-Säure-Speicher, die noch bis Mitte 2014 relevante Marktanteile innehatten, sind heute nahezu vollständig aus dem Markt gedrängt. Alternative

10

Executive Summary

Executive Summary

Speichertechnologien, wie Redox-Flow- oder Hochtemperaturbatterien, spielen im kommerziellen Heimspeichermarkt derzeit keine nennenswerte Rolle. [Kapitel 3.2.4]

Dies hat folgende Auswirkungen: 

Da selbstverbrauchter PV-Strom nicht vergütet werden muss, wird das EEG-Konto um 21 Millionen Euro entlas-

Motivation zur Investition in Solarstromspeicher Ein Großteil der heutigen Betreiber von dezentralen Solar-

tet. 

Gleichzeitig werden von PV-Speicherbetreibern durch

stromspeichern möchte mit seiner Investition insbesondere

geringeren Netzbezug 9 Millionen Euro an EEG-Umlage

einen eigenen Beitrag zum Gelingen der Energiewende

nicht gezahlt.

leisten und sich dabei langfristig gegen steigende Strom-



Bei Berücksichtigung der Umsatzsteuer auf den Kauf

preise absichern. Daneben steht für viele Betreiber auch ein

oder den Betrieb der Speichersysteme ist die Bilanz der

generelles Interesse an der Technologie im Vordergrund.

sonstigen Umlagen und Steuern ausgeglichen.

Die persönliche Erwartung an einen wirtschaftlich profitablen



Betrieb des Speichersystems ist seit 2013 von etwa 50 %

Entgangene

Netzentgelte

und

Konzessionsabgaben

summieren sich im Jahr 2016 zu 13 Millionen Euro.

auf heute rund 60 % der befragten Betreiber angestiegen. [Kapitel 3.2.7]

Die Gesamtbilanz von Steuern, Umlagen und Abgaben ist für alle im Jahr 2016 betriebenen PV-Anlagen mit Speicher

Direkte Effekte des Eigenverbrauchs auf Steuern und Umlagen

somit etwa ausgeglichen. [Kapitel 4.2.7]

Die Reduzierung der maximalen Einspeiseleistung von ge-

Technische Ausgestaltung unterschiedlicher Solarstromspeicher

förderten Solarstromspeichern bewirkt ohne Netzausbau einen signifikanten Anstieg der insgesamt integrierbaren PVLeistung. Eine Ausstattung aller neuen kleinen PV-Anlagen mit netzdienlichen Speichern verdoppelt somit ohne Infrastrukturmaßnahmen die Aufnahmefähigkeit der Verteilnetze für PV-Einspeisung.

Umfangreiche Messungen im Labor sowie an privat betriebenen Speichersystemen erlauben tiefgehende Analysen der

erreichten Autarkiegrade

sowie

der tatsächlichen

Netzentlastung. Dabei zeigt sich, dass alle untersuchten Speichersysteme technisch dazu in der Lage sind, die erwartete Netzdienlichkeit zu erfüllen. Intelligent betriebene

Dezentrale Speichersysteme erhöhen durch ihren Betrieb

Speichersysteme sind dabei sowohl dem Stromnetz als

die Menge des lokal selbstverbrauchten Solarstroms. In

auch dem Endkunden von Nutzen. [Kapitel 5.2]

Summe wird somit weniger Strom aus PV-Anlagen in das öffentliche Netz eingespeist, während gleichzeitig aufgrund der erhöhten Autarkie dieser Haushalte geringere Strommengen aus dem öffentlichen Netz bezogen werden. Die sich hieraus ergebenden monetären Effekte für die öffentliche Hand sind gering: Im Jahr 2016 wurde durch PV-

Die andauernde hochauflösende Vermessung von Speichersystemen im Feld ermöglicht es, Vor- und Nachteile der unterschiedlichen Konzepte zu quantifizieren und somit Handlungsempfehlungen für Systemhersteller und Verbraucher zu formulieren. [Kapitel 5.2]

Speichersysteme eine Gesamtmenge von etwa 165 GWh Solarstrom lokal selbstverbraucht.

Executive Summary

11

1 Einleitung 1.1 Entwicklung der photovoltaischen Stromerzeugung in Deutschland

1

Einleitung

Die installierte Leistung von Photovoltaik-Anlagen (PV-

1.1

Entwicklung der photovoltaischen Stromerzeugung in Deutschland

Anlagen) in der deutschen Energieversorgung nimmt konti-

Elektrischer Strom aus Photovoltaik-Anlagen gewinnt in

nuierlich zu. Neben den positiven Effekten, die ein Wandel

Deutschland seit den 1990er Jahren kontinuierlich an Be-

von konventioneller zu regenerativer Energieerzeugung

deutung. So konnten im Jahr 2016 mit geschätzt 38,2 TWh

bringt, entstehen jedoch auch Herausforderungen: Eine

erzeugtem PV-Strom ca. 6,4 % des gesamten deutschen

zunehmende Durchdringung dezentraler Erzeugungseinhei-

Brutto-Stromverbrauchs gedeckt werden [1]. Ende des Jah-

ten in der Niederspannungsebene kann durch gleichzeitige

res 2016 waren in Deutschland rund 1,58 Millionen PV-

Einspeisung aller Erzeugungseinheiten möglicherweise zur

Anlagen [2] mit einer kumulierten Nennleistung von ca.

Überlastung bestimmter Netzabschnitte führen. Dezentrale

41,3 GW installiert [1]. Mit dieser installierten Erzeugungs-

Batteriespeichersysteme können diese Überlastungen redu-

leistung wird die Photovoltaik in Deutschland nur von der

zieren, indem sie die lokal erzeugte Energie speichern und

Windenergie übertroffen [1].

damit nicht in das Netz einspeisen. Zudem ergeben sich durch die vermehrte Installation dezentraler Batteriespeicher neue Geschäftsmodelle. Bei diesen werden die Systeme virtuell aggregiert und beispielsweise für die Vermarktung an Spot- und Regelleistungsmärkten genutzt.

Im Zuge der Energiewende werden PV-Anlagen auch zukünftig einen wachsenden Beitrag zur Energieversorgung Deutschlands liefern. Im Jahr 2016 wurde insgesamt ein PVZubau von etwa 1,5 GW verzeichnet [1]. Damit liegt der aktuelle Zubau von PV-Leistung unterhalb der im EEG fest-

Abbildung 1.1: Entwicklung der installierten PV-Leistung in Deutschland. Darstellung mit Daten aus [1].

Einleitung Bild des Kapitels © ayutaroupapa/fotolia.com

13

1 Einleitung 1.1 Entwicklung der photovoltaischen Stromerzeugung in Deutschland

gelegten Planungsgröße von 2,5 GW pro Jahr [3]. Nach der

modernen deutschen PV-Anlage beträgt aktuell etwa 2 Jah-

Mittelfristprognose zur deutschlandweiten Stromerzeugung

re. Eine derart produzierte Solaranlage erzeugt somit über

wird die PV-Leistung 2020 im Bereich von 45 GW liegen [4].

den Zeitraum ihrer gesamten Lebensdauer mindestens das

Die Forschungs- und Entwicklungsaktivitäten in den Berei-

Zehnfache der Energiemenge, die zu ihrer Herstellung auf-

chen der photovoltaischen Stromerzeugung erlauben eine

gewendet wurde [5]. Strom aus Photovoltaikanlagen trägt

weitere Ausschöpfung der Technologiepotenziale. So er-

darüber hinaus in Deutschland signifikant zur Reduzierung

reicht der nominelle Wirkungsgrad bei waferbasierten PV-

der gesamtwirtschaftlichen CO2-Emissionen bei: Laut dem

Technologien aktuell Spitzenwerte von über 20 % auf Mo-

Bundesministerium für Wirtschaft und Energie konnten im

dulebene, während bei Dünnschicht-Modulen bis zu 13 %

Jahr 2016 ca. 23,3 Mio. Tonnen CO2-äquivalente Treib-

der eingestrahlten Sonnenenergie in elektrischen Strom

hausgase eingespart werden [1]. PV-Strom substituiert da-

umgewandelt werden [5]. Auch die zu erwartende Lebens-

bei mit einem Faktor von 75,5 % vor allem fossile Steinkoh-

dauer von PV-Modulen steigt seit Jahren stetig an, sodass

le- sowie Gaskraftwerke (21,5 %) [9].

viele Anbieter heutzutage einen Leistungserhalt von 90 % der Modulnennleistung über 10 Jahre und 80 % über weitere 15 Jahre garantieren. So ergibt sich insgesamt eine Leistungsgarantie von über 25 Jahre [6–8]. Dies hat auch positive Auswirkungen auf die ökologische Nachhaltigkeit von PVAnlagen; die Energierücklaufzeit einer durchschnittlichen

Neben der Effizienzverbesserungen und längeren Lebensdauern von PV-Anlagen haben insbesondere Skaleneffekte innerhalb der Produktion von Solarmodulen und Wechselrichtern in den letzten Jahren zu signifikanten Preisdegressionen geführt. Ende 2016 liegen diese bei ca. 1.300 €/kWp

Abbildung 1.2: Entwicklung der Endkundenpreise von PV-Anlagen zwischen 10 kWp und 100 kWp in Anlehnung an [5].

14

Einleitung

1 Einleitung 1.2 Strukturelle Herausforderungen einer vermehrten Einspeisung dezentral erzeugten Stroms aus PV-Anlagen

für PV-Aufdachanlagen mit Leistungen von mehr als

des Elektrizitätssystems

neue Herausforderungen. Ein

10 kWp [5].

Überblick über die im Rahmen dezentraler Einspeisung auftretenden Herausforderungen wird im folgenden Ab-

Den nach wie vor hohen Stellenwert der PV-Technologie in

schnitt gegeben.

der Gesellschaft zeigt auch die andauernde Forschungsförderung der Bundesregierung: Im Rahmen der „Innovations-

1.2

allianz“ wurden im Jahr 2013 Forschungsprojekte im Bereich

Strukturelle Herausforderungen einer vermehrten Einspeisung dezentral er-

der Photovoltaik mit einer Fördersumme von insgesamt 50

zeugten Stroms aus PV-Anlagen

Millionen Euro angestoßen [10]. Dabei stehen neben den technischen Weiterentwicklungen von PV-Anlagen insbe-

PV-Anlagen in Deutschland befinden sich überwiegend im

sondere die Potenziale intelligenter Stromnetze (Smart

Besitz von Privatpersonen und Landwirten. Insgesamt wird

Grids) im Vordergrund. Diese Untersuchungen thematisieren

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

unter anderem auch die Bedeutung und Einsatzmöglichkei-

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

ten dezentraler Solarstromspeicher innerhalb der Netze.

Stromnetz angeschlossenen PV-Anlagen in Deutschland [5].

Die dezentrale Stromerzeugung durch PV-Anlagen kann weiterhin zu einer effizienteren Stromversorgung führen, bei der lokale Verbräuche direkt von lokal eingespeistem Solarstrom gedeckt werden und die Netzverluste der zentralisierten Stromerzeugung vermieden werden [11]. Die Effizienz ist dabei umso größer, je genauer die erzeugte und verbrauchte Leistung innerhalb eines Netzgebietes zusammenpassen.

Einige Niederspannungsnetze sind jedoch den Herausforderungen, die durch eine vermehrte dezentrale Stromerzeugung mit PV-Anlagen entsteht, nicht gewachsen. Zu Zeiten hoher Sonneneinstrahlung und niedrigem Strombedarf können in Gebieten mit vielen angeschlossenen Solaranlagen einige Abschnitte der Netzinfrastruktur überlastet werden [13, 14].

Gleichzeitig ergeben sich durch die vermehrte dezentrale

Niederspannungsnetze stellen nach der Höchst-, Hoch- und

Einspeisung von PV-Strom insbesondere für die Verteilnetze

Mittelspannungsebene in Deutschland die unterste Span-

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

Einleitung

15

1 Einleitung 1.2 Strukturelle Herausforderungen einer vermehrten Einspeisung dezentral erzeugten Stroms aus PV-Anlagen

nungsebene der Versorgung mit elektrischer Energie dar.

flächenpotenzialen kann diese Einspeiseleistung die Span-

Sie wurden vor allem für die Verteilung von zentral erzeug-

nung innerhalb des betroffenen Netzstranges anheben und

tem Strom an private Endverbraucher ausgelegt und verbin-

dazu führen, dass vorgegebene Grenzwerte überschritten

den Gebiete von wenigen Kilometern Umkreis miteinander

werden (siehe Abbildung 1.3). Netzbetreiber sind in diesem

[15].

Fall dazu angehalten, geeignete Maßnahmen zur Netzertüchtigung zu treffen, sofern es sich nicht als wirtschaftlich

Um die Stabilität des Stromnetzes dauerhaft aufrecht zu erhalten, wurden vom Gesetzgeber Grenzen festgelegt, innerhalb derer ein sicherer Betrieb gewährleistet werden kann. In der Europäischen Norm IEC 60038 wurde dazu eine maximal erlaubte Schwankung der Netzspannung von +/-10 % definiert (zehn Minuten Mittelwerte) [16]. Die VDEAR-N 4105 konkretisiert hierzu, dass die durch dezentrale Einspeisung in der Niederspannungsebene hervorgerufene Spannungserhöhung nicht mehr als 3 % der Netzspannung ohne dezentrale Einspeisung betragen darf [17]. Aufgabe der Netzbetreiber ist es, ihre Stromnetze so zu dimensionieren, dass die Netzspannung zu keiner Zeit dauerhaft durch zu hohe Lasten zu stark absinkt oder durch zu hohe Einspeisung auf dieser Spannungsebene über den erlaubten

unzumutbar erweist (§ 4 Abs. 3 EEG [3]) und auf einen weiteren Zubau dezentraler Erzeuger verzichtet werden muss [18]. Neben einer unzulässigen Erhöhung der Versorgungsspannung können insbesondere punktuelle thermische Belastungen der elektrischen Betriebsmittel des Niederspannungsnetzes ein Problem darstellen. Durch eine unzulässige Erhöhung des Stroms aufgrund von hohen lokalen Einspeiseleistungen können Betriebsmittel wie Erdkabel und Ortsnetztransformatoren deutlich schneller altern oder beschädigt werden. Gerade in der Nähe von Ortsnetzstationen tritt dieser Effekt verstärkt auf, da dort die elektrischen Ströme aller Netzstränge zusammengeführt werden und mehrere Kabeltrassen nah beieinanderliegen, was die Abfuhr der Verlustwärme an die Umgebung erschwert [19].

Grenzwert ansteigt. Sind viele Solaranlagen an einen Netzzweig angeschlossen, Im Fall von klassischen Haushaltslasten ergibt sich dabei in der Regel eine gleichmäßige Verteilung der einzelnen elektrischen Lasten 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 vermehrten Einspeisung erneuerbarer Energien durch dezentrale Erzeugungsanlagen, insbesondere PV-Anlagen, ist diese systeminhärente statistische Glättung der Netzbelastung jedoch nicht weiterhin verlässlich annehmbar, da PV-Erzeugung lokal mit hoher Gleichzeitigkeit auftritt.

kann, gerade bei hoher Sonneneinstrahlung zur Mittagszeit, der eingespeiste Solarstrom den lokalen elektrischen Energiebedarf übersteigen. Dann kommt es zum Effekt der Lastflussumkehrung: 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 dieser Prozess, neben den erwähnten Herausforderungen bezüglich der Spannungshaltung und thermischer Belastung der Betriebsmittel, auch mit erhöhten Netzverlusten verbunden sein, da der Strom zusätzliche

Insbesondere in ländlichen und vorstädtischen Gegenden

Umwandlungsstufen durchlaufen muss und über längere

mit wenig vermaschten Netzen und tendenziell langen

Strecken transportiert wird [11].

Strangausläufern bei gleichzeitig hohen verfügbaren Dach16

Einleitung

1 Einleitung 1.3 Dezentrale Solarstromspeicher zur Erhöhung des lokalen Eigenverbrauchs

Die beschriebenen auftretenden Herausforderungen an die

Der Betreiber eines PV-Speichers kann durch den Einsatz

elektrischen Betriebsmittel von Niederspannungsnetzen mit

eines Solarstromspeichers von langfristig abgesicherten

einer hohen Durchdringung von PV-Anlagen ergeben sich

Strombezugskosten ausgehen. Durch eine Erhöhung seiner

erfahrungsgemäß nur an einzelnen Tagen des Jahres je-

Autarkie kann er seinen Strombezug aus dem öffentlichen

weils für überschaubare Zeiträume – vorwiegend während

Stromnetz minimieren und somit der Auswirkung eines stei-

der Mittagszeit an sonnigen Frühlings- und Sommertagen

genden Strompreises entgegenwirken. Da die Differenz

[20]. Eine generelle Ertüchtigung der Netzinfrastruktur zur

zwischen EEG-Vergütung für Solarstrom und Strombezugs-

Schaffung der kurzfristig benötigten zusätzlichen Übertra-

kosten für Endverbraucher seit Jahren stetig steigt, eröffnet

gungskapazitäten erscheint somit teilweise unverhältnismä-

sich die Möglichkeit, die individuellen Strombezugskosten

ßig. Alternativ kann eine dezentrale und bürgernahe Lösung

durch eine Erhöhung des Eigenverbrauchs langfristig zu

zur verbesserten Netzintegration von erneuerbaren Energien

minimieren (siehe Abbildung 1.7).

in der Niederspannungsebene 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 einigen Jahren vermehrt in Forschung, Industrie und Öffentlichkeit diskutiert. Es handelt sich bei dieser Technologie um elektrochemische Batteriespeicher, die mit der PV-Anlage und den elektrischen Verbrauchern eines Haushaltes verbunden 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 Autarkiegrad des Haushalts 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 Ver-

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

teilnetz (siehe Abbildung 1.5 und Abbildung 1.6):

Einleitung

17

1 Einleitung 1.3 Dezentrale Solarstromspeicher zur Erhöhung des lokalen Eigenverbrauchs

Das Stromnetz kann durch intelligent betriebene Solar-

Hierfür müssen die Speicher lediglich in unter 3 % der Zeit

stromspeicher signifikant entlastet werden. Durch ein geziel-

aus einem marktorientierten in einen netzdienlichen Betrieb

tes, netzdienliches Einspeichern des überschüssigen Solar-

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

stroms zu Zeiten der Spitzenerzeugung kann die maximale

Speichersysteme sicherzustellen und die zu erwartenden

Einspeiseleistung einer PV-Anlage erheblich reduziert wer-

Netzzustände für den Netzbetreiber transparent zu machen,

den. Lokale Probleme mit der Spannungshaltung bzw. der

hat sich eine konstante Abregelung der PV-Anlagen an

thermischen Überlastung von Betriebsmitteln können somit

ihrem Netzanschlusspunkt bewährt. Nur der Solarstrom, der

verlässlich entschärft werden [20, 21].

nach Abzug von direktem Eigenverbrauch und Einspeicherung in die Batterie ein definiertes Limit (z.B. 50 % der Nenn-

Entlastung der Verteilnetze Der Einsatz von netzdienlich betriebenen Solarstromspei-

leistung der PV-Anlage) überschreitet, wird abgeregelt (siehe Abbildung 1.6).

chern kann die Belastung des Netzes durch PV-Anlagen um den Faktor 1,7 bis 2,5 reduzieren, da bei gleicher installierter

Ein wesentlicher Vorteil von privat betriebenen, dezentralen

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

PV-Speichern liegt dabei darin, dass die Investitionskosten

Netz eingespeist wird. Somit kann bei identischer Dimensio-

zum Großteil durch private Investoren getragen werden, die

nierung eines Niederspannungsnetzes durch den Einsatz

aus persönlicher Motivation handeln. Wird der Speicher

von netzdienlich betriebenen dezentralen Speichersystemen

beispielsweise innerhalb von Förderprogrammen erworben,

die maximale Durchdringung von PV-Leistung um den Fak-

stellen diese oftmals technische Anforderungen an den

tor 1,7 bis 2,5 erhöht werden, ohne weitere Ertüchtigungs-

netzdienlichen Betrieb (siehe Kapitel 2).

maßnahmen 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 Speichern im netzdienlichen Multi-Use-Einsatz [20].

Abbildung 1.5: Schematische Darstellung der Funktionsweise eines PV-Speichers.

18

Abbildung 1.6: Reduzierung der maximalen Einspeiseleistung durch PV-Speicher.

Einleitung

1 Einleitung 1.3 Dezentrale Solarstromspeicher zur Erhöhung des lokalen Eigenverbrauchs

Kontroversen

damit nicht weiter zur Deckung der zugrundeliegenden ge-

Die Beurteilung der langfristigen volkswirtschaftlichen Effek-

sellschaftlichen Aufgaben zur Verfügung. Dieser Effekt wird

te von PV-Speichern stellt heute ein politisch breit diskutier-

teilweise als indirekte Subvention von Speichern bzw. als

tes Themenfeld dar. Da sich die Einnahmen für den Betrei-

„Entsolidarisierung“ von der Gesamtgesellschaft bewertet.

ber eines Solarstromspeichers aus einem reduzierten mittle-

Diese stellt ein wiederkehrendes Thema in der aktuellen

ren Strombezugspreis und gegebenenfalls aus einer überla-

Diskussion über die mittelfristige Zukunft von PV-Speichern

gerten Vermarktung ergeben, sind zur Beurteilung der Wirt-

und der dezentralen Erzeugung im Allgemeinen dar [23–25].

schaftlichkeit auch die geltenden politischen Randbedingun-

Gleichzeitig entlasten Solarstromspeicher die öffentliche

gen zu beachten. Hierbei spielt die Zusammensetzung des

Hand an anderen Stellen: So erhält der Betreiber eines PV-

Strompreises eine wichtige Rolle: Der durchschnittliche

Speichersystems für lokal verbrauchten Solarstrom keine

Endverbraucherstrompreis im Jahr 2016 von ca. 29 Cent pro

EEG-Vergütung - hinzukommen auf das Speichersystem

Kilowattstunde setzt sich neben den Kosten von Beschaf-

entrichtete Umsatzsteuer sowie durch den Speicher erbrach-

fung, Vertrieb, Abrechnung und Netzentgelten (insgesamt

te Systemdienstleistungen. Die derzeitige Bundesregierung

ca. 46 % der Gesamtkosten) insbesondere aus Steuern und

hat in ihrem Koalitionsvertrag eine umfassende Überprüfung

Abgaben (unter anderem EEG-Umlage, Stromsteuer, Kon-

der geltenden Strompreiszusammensetzung, insbesondere

zessionsabgabe und Umsatzsteuer) zusammen [22]. Etwa

in Hinblick auf die Einführung einer generellen Leistungs-

die Hälfte der durch erhöhte Autarkie eingesparten Strom-

komponente im Netzentgelt auch für Privatkunden festge-

kosten wird somit der öffentlichen Hand entzogen und steht

legt. Eine mögliche Neugestaltung der Strompreiszusam-

Abbildung 1.7: Entwicklung der Einspeisevergütung (PV-Anlagen < 10 kWp) und des durchschnittlichen Strompreises.

Einleitung

19

1 Einleitung 1.3 Dezentrale Solarstromspeicher zur Erhöhung des lokalen Eigenverbrauchs

mensetzung für private Endverbraucher wird in Folge einen maßgeblichen Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit von PVSpeichern haben und somit auch den langfristigen Erfolg der Technologie bestimmen. Sekundärnutzen von PV-Speichern Durch die steigende Anzahl dezentraler PV-Speicher ergeben sich neuartige Geschäftsmodelle. So können neben der Erhöhung von Eigenverbrauch und Autarkie (Primärnutzen) durch eine überlagerte Vermarktung (Sekundärnutzen) des Speichers zusätzliche Einnahmen generiert werden. Auf diese Weise kann die Wirtschaftlichkeit eines Solarstromspeichers verbessert werden. Die Vermarktung aggregierter Speicherkapazitäten in sogenannten Clouds, Pools oder Communities kann dabei an Märkten des Erzeugungsausgleichs oder der Systemdienstleistungen erfolgen. Hierbei wird der Kunde teilweise in Form von Stromflatrats oder anderen Vergütungsmechanismen an potenziellen Erlösen aus zusätzlichen Vermarktungen beteiligt.

20

Einleitung

1 Einleitung 1.3 Dezentrale Solarstromspeicher zur Erhöhung des lokalen Eigenverbrauchs

Einleitung

21

2 Das KfW-Förderprogramm für Solarstromspeicher 2.1 Rahmenbedingungen der Förderung

2

Das KfW-Förderprogramm für Solarstromspeicher

Das erste bundesweite Förderprogramm für dezentrale

Die Möglichkeit einer Förderung steht grundsätzlich Privatpersonen, Freiberuflern, Landwirten, gemeinnützigen AnTabelle 2.1: Fördersätze der förderfähigen Kosten im KfW-Programm 275.

Solarstromspeicher wurde im Jahr 2013 von der BundesreAntragszeitraum

Fördersatz

Speichermonitoring 2015 und 2016). Nach breiter öffentli-

01.03.2016 bis 30.06.2016

25 %

cher Debatte wurde zum März 2016 mit Verweis auf den

01.07.2016 bis 31.12.2016

22 %

01.01.2017 bis 30.06.2017

19 %

gen aufgelegt. Im Folgenden werden die wesentlichen As-

01.07.2017 bis 30.09.2017

16 %

pekte der aktuell geltenden KfW- Förderrichtlinien zusam-

01.10.2017 bis 31.12.2017

13 %

01.01.2018 bis 31.12.2018

10 %

gierung zusammen mit der KfW-Bank aufgelegt und endete zum 31. Dezember 2015 (siehe auch Jahresbericht zum

Erfolg des Förderprogramms eine zweite Periode der Speicherförderung unter verschärften technischen Anforderun-

menfassend dargestellt.

2.1

Rahmenbedingungen der Förderung

tragstellern und Unternehmen nach der de-minimis Regel

Die Förderung der kombinierten PV-Speicher ist als KfW-

offen. Der Tilgungszuschuss reduziert dabei die Kreditschuld

Programm (Erneuerbare Energien „Speicher“, Programm-

des Fördernehmers und verkürzt somit die Laufzeit des

nummer 275) ausgestaltet. Sie erfolgt für eine individuelle

Kredites, eine Auszahlung des Tilgungszuschusses ist nicht

Anlage durch einen zinsgünstigen Kredit der KfW-Bank

möglich. Die Höhe der förderfähigen Kosten ist abhängig

sowie einen durch das BMWi finanzierten Tilgungszuschuss

von der Art der Installation: Für Batteriespeicher, die zu

(TZ). Der zeitabhängige Fördersatz (FS) für die förderfähi-

einer bereits bestehenden PV-Anlage nachgerüstet werden,

gen Speicherkosten ist dabei degressiv ausgestaltet und

berechnet sie sich direkt aus den gesamten Investitionskos-

sollte ursprünglich, beginnend von 25 %, halbjährlich um

ten sowie der Nennleistung der angeschlossenen PV-

jeweils 3 Prozentpunkte abgesenkt werden. Im Juni 2017

Anlage :

1

wurden die Förderrichtlinien jedoch nochmals angepasst: (

Aufgrund der durchgehend hohen Nachfrage werden für das

)

Jahr 2017 die Fördermittel aufgestockt, um im laufenden Jahr ca. 10.000 Anlagen fördern zu können – allein bis Mai 2017 lagen bereits 3.200 Förderanträge vor.

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

Im Gegenzug und als Reaktion auf die weiter anhaltenden

1.600 €/kWp beträgt.

Preisdegressionen werden jedoch ebenfalls die geringeren Fördersätze früher als geplant eintreten. Die resultierenden Fördersätze sind in Tabelle 2.1 dargestellt.

Das KfW-Förderprogramm für Solarstromspeicher Bild des Kapitels © simonkraus/fotolia.com

23

2 Das KfW-Förderprogramm für Solarstromspeicher 2.2 Förderungsvoraussetzungen

Die förderfähigen Kosten eines PV-Speichersystems, das

den und sind mindestens fünf Jahre lang zweckentspre-

zusammen mit einer PV-Anlage angeschafft wird, betragen

chend zu betreiben. 

somit:

Die Leistungsabgabe der PV-Anlage am Netzanschlusspunkt ist durch geeignete Maßnahmen auf 50 % der

(

)

Nennleistung der Photovoltaikanlage zu begrenzen. Dies entspricht, verglichen mit der ersten Periode des Förder-

Hierbei ergibt sich der Abzug für die PV-Anlage gemäß

programms, einer Verschärfung der Restriktion um

folgender Formel:

10 Prozentpunkte. Die Verpflichtung zur Leistungsbegrenzung besteht dauerhaft für die gesamte Lebensdauer der Photovoltaikanlage, mindestens aber 20 Jahre, und erstreckt sich damit auch auf einen eventuellen Wei-

Die exakten Konditionen der Kreditvergabe sind daneben

terbetrieb der Photovoltaikanlage nach Außerbetrieb-

von individuellen Faktoren wie der Bonität des Kreditnehmer

nahme des Speichersystems. Der lokale Stromnetzbe-

sowie der Laufzeit des Kredites abhängig. Eine detaillierte

treiber erhält dabei die Möglichkeit, die Leistungsbegren-

und aktuelle Version der Förderbedingungen kann der

zung der Photovoltaikanlage auf eigene Kosten zu über-

Website der KfW-Bank entnommen werden [26].

prüfen.

2.2

Förderungsvoraussetzungen



Zusammenfassung der aus technischer Sicht wichtigsten 1

Voraussetzungen einer Förderung aufgelistet : 

Gefördert werden können sowohl Batteriespeicher, die zusammen mit einer neu installierten PV-Anlage angeschafft werden, als auch Batteriespeicher, die nachträglich zu einer nach dem 31.12.2012 in Betrieb genommenen PV-Anlage installiert werden.



Die maximale Nennleistung der PV-Anlage, die mit dem Batteriespeichersystem verbunden wird, darf 30 kW nicht überschreiten.



Zu jeder PV-Anlage ist maximal ein Batteriespeichersystem förderfähig.



von

KfW-geförderten

PV-

chen Evaluierung des Förderprogramms teilzunehmen

setzungen geknüpft, die eine nachhaltige Entwicklung der

trieb der Anlagen sicherstellen sollen. Im Folgenden ist eine

Betreiber

Speichersystemen stimmen zu, an einer wissenschaftli-

Die finanzielle Förderung von PV-Speichern ist an Voraus-

Technologie begünstigen und einen netzentlastenden Be-

Die

(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 Wirkund Blindleistung in Abhängigkeit von den Netzparametern Spannung und Frequenz bei Bedarf möglich ist. o eine geeignete und offen gelegte Schnittstelle zur Fernsteuerung - ein Eingriff in das System des Anlagenbetreibers über diese Schnittstellen ist dabei je doch nur mit seiner ausdrücklichen Zustimmung zulässig.

Die geförderten Batteriespeichersysteme müssen sich auf dem Gebiet der Bundesrepublik Deutschland befin-

24

Das KfW-Förderprogramm für Solarstromspeicher

2 Das KfW-Förderprogramm für Solarstromspeicher 2.3 Das Speichermonitoring



Die zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme existierenden



Von der Förderung ausgeschlossen sind:

gültigen Anwendungsregeln und Netzanschlussrichtlinien

o Eigenbauanlagen

für Batteriespeicher sind einzuhalten. 

o Prototypen (Als Prototyp gelten grundsätzlich An-

Die elektronischen Schnittstellen des Batteriemanage-

lagen, die in weniger als 4 Exemplaren betrieben

mentsystems und die verwendeten Protokolle sind zum

werden oder betrieben worden sind)

Zweck der Kompatibilität mit Austauschbatterien des

o Gebrauchte Anlagen

gleichen oder anderer Hersteller offenzulegen. 

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

1 Dies stellt einen Auszug der wichtigsten Punkte dar, kann allerdings keinen Anspruch auf Aktualität oder Vollständigkeit erheben. Die vollständigen Förderbedingungen können dem Dokument "Bekanntmachung Förderung von stationären und dezentralen Batteriespeichersystemen zur Nutzung in Verbindung mit Photovoltaikanlagen vom 17. Februar 2016" [27] sowie dem Dokument "Anlage zum Merkblatt Erneuerbare Energien - Speicher Technische Mindestanforderungen" [26] entnommen werden

Abschreibung. Die Zeitwertersatzgarantie ist vom Händler/Hersteller dem Käufer des Batteriesystems gegen-



über zu garantieren oder über eine geeignete Versiche-

2.3

Das Speichermonitoring

rungslösung, deren Kosten der Händler/Hersteller trägt,

Das Speichermonitoring stellt die wissenschaftliche Beglei-

zu gewährleisten.

tungsforschung des Förderprogramms dar. Es wird durch

Die ordnungsgemäße und sichere Inbetriebnahme des

das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie gefördert

Solarstromspeichers ist durch eine geeignete Fachkraft

und vom Institut für Stromrichtertechnik und elektrische

zu bestätigen und nachzuweisen.

Antriebe (ISEA) der RWTH Aachen durchgeführt. Ziel des Monitoringprogramms ist, ein umfassendes Verständnis über die Effekte der wachsenden Marktbedeutung dezentraler Speichersysteme zu gewinnen und den Einfluss des

Erfassung der Daten durch Nutzer

Datenbank des Webportals

Erfassung der Daten durch Messgeräte

Stammdaten (Basis-Monitoring)

Hochauflösende Messdaten (Intensiv-Monitoring)

Einzelne Zählerstände (Standard-Monitoring)

Logfiles der Zählerstände (Standard-Monitoring)

Abbildung 2.1: Übersicht des Datenbank Inputs(Übertragung durch manuelle Eingabe (dunkelblau) und automatisierte Routine (hellblau)).

Das KfW-Förderprogramm für Solarstromspeicher

25

2 Das KfW-Förderprogramm für Solarstromspeicher 2.3 Das Speichermonitoring

Förderprogramms auf die Markt- und Technologieentwick-

schaftlichen Auswertung zu übermitteln und stellt zudem

lung von Solarstromspeichern zu evaluieren. Mit regelmäßi-

interessierten Personen unabhängige Informationen zum

gen Fachbeiträgen auf Konferenzen und durch Veröffentli-

Themenkomplex dezentraler Solarstromspeicher zur Verfü-

chungen

Webportal

gung. In den folgenden Abschnitten werden die unterschied-

www.speichermonitoring.de werden der Öffentlichkeit re-

lichen Aspekte der Webpräsenz des Speichermonitorings

gelmäßig unabhängige Informationen zur Verfügung gestellt.

kurz zusammengefasst. Für eine detailliertere Beschreibung

in

Fachmedien

sowie

auf

dem

des Webportals sei auf die vorherigen Jahresberichte aus Das Monitoringprogramm gliedert sich organisatorisch in die

den Jahren 2015 und 2016 verwiesen.

drei Phasen des Basis-, Standard- und Intensiv-Monitorings. Informationsportal Solarstromspeicher Basis-Monitoring Das Webportal bietet ein umfangreiches durch eine unabDie Datenbasis des Basis-Monitoring sind manuell eingetragene Stammdaten zu KfW-geförderten Speicherbetreibern und ihren Systemen. Aus diesen Daten kann ein Überblick über die Markt- und Technologieentwicklung gewonnen werden.

hängige wissenschaftliche Redaktion erstelltes Informationsportal. Zu den Thematiken zählen die dezentralen Speicherung von Strom aus Photovoltaikanlagen, die Förderung dezentraler Speicher durch die KfW-Bank sowie die wissenschaftliche Untersuchung von PV-Speichern.

Standard-Monitoring

Registrierung und Stammdatenerfassung

Das Standard-Monitoring umfasst die Auswertung manuell eingetragener Zählerstände einiger KfW-geförderten Speicherbetreiber. Diese werden beispielsweise für den Stromverbrauch oder die Bestimmung von Eigenverbrauchs- und Autarkiegraden verwendet.

Zur Eingabe der Stammdaten, die im Rahmen des BasisMonitorings erforderlich sind, wurde ein dynamischer OnlineFragebogen unter dem Reiter Meine Anlage erstellt. Dieser bietet den Vorteil, dass er durch die Teilnehmer zu jeder beliebigen Zeit ortsunabhängig ausgefüllt werden kann. Im

Intensiv-Monitoring

Verlauf der Registrierung ist es jederzeit möglich, die Daten-

Im Intensiv-Monitoring werden derzeit 4 Speichersysteme im

eingabe zu unterbrechen und zu einem späteren Zeitpunkt

Labor und 20 privat betriebene Systeme von KfW-

fortzusetzen.

geförderten Speicherbetreibern hochauflösend im Feld vermessen. Die automatisch erfassten und übertragenen Messdaten dienen für tiefergehende Systemauswertungen wie Wirkungsgrade oder Belastungshäufigkeiten.

2.3.1 Mitte

wurde

unter

blendet werden, die auch technisch weniger versierten Personen ein zügiges und komfortables Ausfüllen des Fragebogens ermöglichen sollen. Im Anschluss an eine erfolgreiche Registrierung kann umgehend ein automatisch erstellter

Vorstellung des Webportals 2014

Zu anspruchsvolleren Fragen können Hilfestellungen einge-

der

Domain

www.speichermonitoring.de eine Projektwebsite zum Speichermonitoring erstellt. Diese bietet den Teilnehmern des

Teilnahmenachweis ausgedruckt werden, der zur Bestätigung der Teilnahme am Monitoring an die KfW-Bank weitergeleitet werden kann.

Förderprogramms eine komfortable Möglichkeit, im Rahmen des Basis- und Standard-Monitorings Daten zur wissen-

26

Das KfW-Förderprogramm für Solarstromspeicher

2 Das KfW-Förderprogramm für Solarstromspeicher 2.3 Das Speichermonitoring

FAQ und Support



Nur berechtigte Personen haben Zugriff auf die Daten.

Um mögliche Fragen und Probleme von Nutzern der Websi-



Gespeicherte Daten sind jederzeit vor Zugriff oder Ände-

te und Interessenten rund um die Registrierung zum Spei-

rung durch Dritte gesichert.

chermonitoring zu beantworten, wird auf der Website ein Kontaktformular zur Verfügung gestellt. Zur Beantwortung der eingehenden Nachrichten steht am ISEA geschultes Personal zur Verfügung, das Hilfestellungen bei Beantwortung des Fragebogens gibt oder fehlerhafte Datenbankeintragungen im Nachhinein korrigieren kann. Wiederkehrende Fragen von Nutzern werden darüber hinaus in einem FAQ (englisch: Frequently asked questions, deutsch: Häufig gestellte Fragen) zusammengefasst und beantwortet.

2.3.2

Datenschutz

Datenschutz stellt im Rahmen des Speichermonitorings ein zentrales Thema dar. Im Vorfeld des Monitoringprogramms wurde dazu in Zusammenarbeit mit dem Datenschutzbeauftragten der RWTH Aachen ein umfassendes Datenschutzkonzept erarbeitet, das sowohl eine größtmögliche Sicherung der gesammelten Daten gewährleistet als auch eine größtmögliche Transparenz für die Teilnehmer des Monitoringprogramms über das Ausmaß der Erhebung und die Verarbeitung ihrer Daten beinhaltet. Die vollständige zugrundeliegende Datenschutzerklärung kann auf der Webseite eingesehen werden: www.speichermonitoring.de. Zentrale Punkte der erarbeiteten Datenschutzerklärung sind: 

Die Auswertung der Daten des Basis-Monitorings und des Standard-Monitorings erfolgen stets aggregiert und anonym.



Eine Nutzung der erhobenen Daten außerhalb der wissenschaftlichen Analyse, insbesondere eine Weitergabe der Daten zu Werbe- oder Marketingzwecken, ist ausgeschlossen.



Die gespeicherten Daten werden nach Ende der Projektlaufzeit gelöscht oder in einer geeigneten Weise vollanonymisiert.

Das KfW-Förderprogramm für Solarstromspeicher

27

3 Das Basis-Monitoring 3.1.1 Vorstellung der Datenbasis

3

Das Basis-Monitoring



Endkundenpreis, Installationsdatum und Nennleistung der PV-Anlage

Im Basis-Monitoring werden die Auswirkungen des Förder-



programms auf die Markt- und Technologieentwicklung von Solarstromspeichern analysiert, um somit ein möglichst

speichers 

objektives und umfängliches makroskopisches Gesamtbild des deutschen Speichermarktes zu generieren. Hierzu werden zu jedem KfW-geförderten PV-Speichersystem einmalig Daten innerhalb einer Registrierung erhoben. Zu diesen Daten zählen unter anderem der Hersteller des Solarstromspeichers, die Größe der Batteriekapazität sowie der Kaufpreis des Speichersystems. Die Analyse der im Basis-Monitoring erhobenen Stammdaten erlaubt es unter anderem, statistische Aussagen über die Anzahl und Typen von Batteriespeichern, ihre Dimensionierung, durchschnittliche Preise oder geographische Verteilung in Deutschland zu treffen.

3.1

Vorstellung und Aufbereitung der Datenbasis

Endkundenpreis und Installationsdatum des Batterie-

Art des Speichersystems (1- oder 3-phasig, DC- oder AC-gekoppelt)



Batterietyp (Lithium-Ionen, Blei-Säure oder Andere)



Installierte und/oder nutzbare Kapazität des Batteriespeichers



Freiwillige Angaben bezüglich der Anzahl der Bewohner im Haushalt, des jährlichen Energieverbrauchs sowie des aktuellen Strompreises

Zum Stichtag der Auswertung, den 10. April 2017, standen die Stammdaten von rund 16.000 registrierten Speichersystemen zur Verfügung. Verglichen mit den von der KfW-Bank veröffentlichten Zahlen, die bis Ende Mai mehr als 26.000 Kreditzusagen für geförderte PV-Speicher vermelden konnte, scheint diese Anzahl zunächst gering zu sein. Die Abweichung zwischen der Anzahl an Kreditzusagen durch die KfW-Bank und den bereits beim Speichermonitoring re-

Dieses Kapitel stellt die Datenbasis inklusive ihrer Aufberei-

gistrierten Anlagen ist dabei teilweise auf den üblichen Zeit-

tung und der angewendeten Konsistenzbedingungen vor.

horizont zwischen Kreditzusage und Beantragung des Tilgungszuschusses zurückzuführen: Der Nachweis zur Re-

3.1.1

Vorstellung der Datenbasis

Die Daten können durch die Fördernehmer über die Website www.speichermonitoring.de in ein Onlineformular eingegeben werden. Der auszufüllende Fragebogen wurde dabei so gestaltet, dass er auch von Personen ohne tiefergehendes technisches Fachwissen in möglichst kurzer Zeit beantwortet werden kann. Um den Teilnehmern die Dateneingabe zu

gistrierung zum Speichermonitoring ist erst bei Beantragung des Tilgungszuschusses erforderlich, der typischerweise erst in einem Zeitrahmen von sechs bis neun Monaten nach Erteilung einer Kreditzusage durch die KfW-Bank erfolgt. In einzelnen Fällen sind die Zeiträume zwischen Beantragung des Tilgungszuschusses und der Registrierung aber auch deutlich größer.

erleichtern, werden beispielsweise Hilfestellungen zu allen technischen Fragen angeboten. Die im Rahmen des Basis-Monitorings gesammelten Daten umfassen unter anderem:

3.1.2

Aufbereitung und Konsistenzbedingungen der Datenbasis

Die Daten des Basis-Monitorings werden über OnlineFragebögen manuell von Privatpersonen eingetragen; etwa-

Das Basis-Monitoring Bild des Kapitels © silvanorebai/fotolia.com

29

3 Das Basis-Monitoring 3.1.2 Aufbereitung und Konsistenzbedingungen der Datenbasis

ige Fehler bei der Eingabe können somit grundsätzlich nicht

die häufigsten Fehlerarten, ihre Konsequenzen und die

ausgeschlossen werden.

vorgenommenen Korrekturen. Einige wiederkehrende Fehleinträge in der Datenbank beruhen auf teilweise irreführen-

Die Bandbreite möglicher Fehler bei einer manuellen Eingabe von Daten in Onlineformularen reicht von Rechtschreibfehlern oder falsch eingetippten Zahlenwerten über Missverständnisse bei der Interpretation des gefragten Wertes bis hin zu fehlenden Informationen oder Desinteresse des Nutzers bezüglich der Eingabe oder Suche nach zutreffenden Daten. Zur Sicherstellung einer akzeptablen Datenqualität werden im Rahmen des Speichermonitorings die folgenden Maßnahmen ergriffen:

den Angaben, mit denen Hersteller ihre Speichersysteme bewerben. Insbesondere der Netzanschluss von einphasigen Speichersystemen wird häufig unter dem Label „Dreiphasiger Eigenverbrauch“ (oder ähnlich) beworben. Rein technisch gesehen ist dies zwar korrekt, da der Stromverbrauch von Privathaushalten seitens der Netzbetreiber stets bilanziell, also ohne Differenzierung der einzelnen Phasen, erhoben wird. Die Auswertung der Daten des BasisMonitorings ergab jedoch, dass ein Großteil der Betreiber

Präventive Maßnahmen

von einphasigen Speichern sich dessen tatsächlich nicht

Präventive Maßnahmen zur Sicherstellung einer qualitativ

bewusst war und stattdessen nach bestem Wissen angab,

hochwertigen Datenbasis sind unter anderem:

ein dreiphasiges System zu betreiben. Dies führte zu erheblichen Mengen an Fehleingaben: In einer Metaanalyse be-



Hilfestellungen bei der Beantwortung des Fragebogens o Farblich hervorgehobene Markierungen der angefragten Angaben auf einem möglicherweise ausgestellten Speicherpass o Nennung der Dokumente, in denen die gesuchten Angaben zu finden sind



Einschränken der möglichen Eingabeoptionen

züglich der Angaben zum Netzanschluss der registrierten Speichersysteme im Jahr 2016 konnte eine Fehlerquote von über 50 % bei dieser Frage festgestellt werden. Die Betreiber von dreiphasigen Speichern wiesen dabei durchgehend niedrigere Fehlerquoten auf als die Betreiber von einphasigen Speichern. Dies deckt sich mit der Marktbeobachtung, dass Speicher mit dreiphasigem Netzanschluss in der Regel auch aktiv damit werben, während Speicher mit einphasigem Netzanschluss dies eher nicht in den Vordergrund

o Feste Formatierung der Felder (nur Zahlen oder

stellen.

Buchstaben möglich, Vorgabe eines Trennzeichens, etc.)

Für eine ausführliche Behandlung des Themas der Datenaufbereitung wird an dieser Stelle auf das Kapitel Datenbe-

Bereinigung der Datensätze

reinigung innerhalb des Jahresberichts 2016 [28] verwiesen.

Trotz der genannten präventiven Maßnahmen kann nicht ausgeschlossen werden, dass manche Eingaben der Nutzer fehlerhaft sind. Aus diesem Grund wurden am ISEA Algorithmen entwickelt, die laufend Fehler und Inkonsistenzen identifizieren. Je nach Fehlerart wird entweder eine automatische Fehlerbehebung vorgenommen oder eine manuelle Prüfung angefordert. Tabelle 3.1 liefert einen Überblick über

30

Das Basis-Monitoring

3 Das Basis-Monitoring 3.1.2 Aufbereitung und Konsistenzbedingungen der Datenbasis

Tabelle 3.1: Art, Konsequenzen und Korrektur von Eingabefehlern innerhalb des Basis-Monitorings. Fehlerart

Konsequenz

Korrektur Algorithmische

Clusterungen

mithilfe

folgender

Methoden: 

(ngram-)fingerprint Zusammenführen von Begriffen unterschiedlicher

abweichende Schreibweisen

Erfassung der Anzahl der

und

Kleinschreibung

oder Sonderzeichenverwendung

Möglicherweise inkorrekte Rechtschreibfehler und

Groß-



Levenshtein

geförderten Systeme eines

Abgleich von Schreibweisen, die sich deutlich

Herstellers

unterscheiden 

Metaphone3 Durch Verwendung eines Lautsprachewörterbuchs führt diese Clustermethode Begriffe zusammen, die eine ähnliche Aussprache oder Betonung aufweisen.

Erkennung durch Algorithmen

Verzerrung statistischer Falsche oder fehlende Eingaben



Abfrage leerer Felder



Einschränkung des Wertebereichs



Verletzung

Logik

(z.B. nutzbare Kapazität > installierte Kapazität)

Größen wie Mittelwert oder Standardabweichung

der

Behebung durch manuelle Bearbeitung 

Literaturrecherche des Systems



Abgleich mit anderen Systemen der Datenbank



Kontaktaufnahme mit Nutzern

Zur Auswertung des Basis-Monitorings wurden Konsistenz-

werden dabei jeweils nur bei Bedarf angewendet. Zur Aus-

bedingungen erarbeitet, die eine hohe Qualität der Analyse

wertung der geographischen Verteilung von PV-Speichern in

sicherstellen sollen. Inkonsistente oder fehlerhafte Datens-

Deutschland werden somit beispielsweise auch solche Sys-

ätze werden somit kontinuierlich aus der Analyse herausge-

teme herangezogen, die bei der Berechnung der durch-

filtert und beeinflussen die (häufig aggregierten) Auswertun-

schnittlichen nutzbaren Speicherkapazitäten aus der Analy-

gen somit nicht.

se herausgehalten werden müssen, da sie diesbezüglich inkonsistente Werte aufweisen. Die angefertigten Analysen

Tabelle 3.2 gibt eine Übersicht der definierten Kriterien, anhand derer die Analysen in diesem Kapitel erfolgen. Diese Das Basis-Monitoring

basieren somit teilweise auf unterschiedlichen Grundgesamtheiten an ausgewerteten Systemen. Die Konsistenzbe31

3 Das Basis-Monitoring 3.1.2 Aufbereitung und Konsistenzbedingungen der Datenbasis

dingungen sind zur besseren Vergleichbarkeit der Ergebnis-

Werden PV-Anlage und Speichersystem zusammen instal-

se identisch zu denen der Analysen des Jahresberichtes

liert, darf das Speichersystem (inkl. Batterie) maximal 80 %

2016 [28].

des Gesamtpreises der Installation (bestehend aus PVModulen, Wechselrichter, Speicher und Montage) ausma-

Angegebene Kapazitäten

chen. Hiermit sollen mögliche Tippfehler ausgeschlossen

Wenn die angegebene nutzbare Kapazität des Speichersys-

werden.

tems größer ist als die angegebene installierte Kapazität, wird dies als Tippfehler interpretiert. Die Werte werden au-

Installationspreis

tomatisch getauscht.

Wird der Solarstromspeicher als Paketpreis "inkl. Installation" verkauft, so wird ein Abzug der mittleren Installations-

Batterietechnologie

kosten vorgenommen, um die tatsächlichen Speichersys-

Fast 250 Teilnehmer des Monitoringprogramms gaben an,

temkosten zu ermitteln.

Batterien zu verwenden, die weder auf Lithium-Ionen- noch auf Blei-Säure-Technologie basieren. Nach manueller Kontrolle dieser Angaben konnten jedoch lediglich fünf RedoxFow-Batterien identifiziert werden. Alle übrigen Einträge stellten sich als fehlerhaft heraus und wurden entsprechend korrigiert. In den vorgestellten Auswertungen werden die

1 Ein Speicherpass ist ein vom Bundesverband Solarwirtschaft (BSW) und Zentralverband der Deutschen Elektro- und Informationstechnischen Handwerker (ZVEH) herausgegebenes standardisiertes Dokument, auf dem der Installateur des PV-Speichersystems alle relevanten technischen Daten übersichtlich zusammengefasst eintragen kann.

Redox-Flow-Batterien aufgrund ihres sehr geringen Anteils von unter 0,05 % der Datenbasis vernachlässigt. Preisaufteilung von nachgerüsteten Speichersystemen Wird ein Batteriespeicher zu einer bestehenden PV-Anlage nachgerüstet, so muss das Speichersystem (inkl. Batterie) mindestens 70 % des angegebenen Gesamtpreises ausmachen, um zur Auswertung zugelassen zu werden. Auf diese Art sollen mögliche Tippfehler ausgeschlossen werden. Preisaufteilung von Komplettinstallationen Tabelle 3.2: Konsistenzbedingungen des Basis-Monitorings. Wert Nennleistung der PV-Anlage

Gültigkeitsbedingung 1…30 kWp

Installierte Batteriekapazität

1…50 kWh

Nutzbare Batteriekapazität

1…100 kWh

Angegebene Batteriekapazität Systempreis (inkl. Batterie)

32

Blei-Säure oder Lithium-Ionen 2.000…30.000 (inkl. MwSt.)

Das Basis-Monitoring

3 Das Basis-Monitoring 3.2.1 Volumen und Verteilung der in Deutschland betriebenen dezentralen Solarstromspeicher

3.2

Auswertung des Basis-Monitorings

Mitnahmeeffekt kam: Um noch von der Förderung zu profitieren, wurden für das Folgejahr geplante Investitionen kurz-

Die Datengrundlage des Basis-Monitorings ermöglicht viel-

fristig vorgezogen.

seitige Auswertungen zur Markt- und Technologieentwicklung dezentraler Solarstromspeicher in Deutschland. In

Im Jahr 2016 (zweiter Zeitraum) konnten mehrere Entwick-

diesem Kapitel werden ausgewählte Analysen vorgestellt

lungen beobachtet werden: Die Systempreise fielen, die

und diskutiert.

Tilgungszuschüsse sanken und in der Öffentlichkeit wurde zeitweise Kritik an dem zunächst verkündeten Ende und der

3.2.1

Volumen und Verteilung der in Deutsch-

darauffolgenden Weiterführung des KfW-Förderprogramms

land betriebenen dezentralen Solarstrom-

laut. Die Kombination dieser Effekte trug dazu bei, dass der

speicher

Anteil an KfW-geförderten Speicherinstallationen zurück-

Abbildung 3.1 zeigt die halbjährlichen Zubauraten dezentra-

ging. Für das erste Halbjahr 2016 wird daher von einem

ler Solarstromspeicher in Deutschland seit Beginn des KfW-

Anteil an KfW-geförderten Speichersystemen von ca. 40 %

Förderprogramms im Mai 2013 bis April 2017. In Abbildung

ausgegangen.

3.2 sind dieselben Zahlen kumuliert dargestellt. In beiden Abbildungen wird jeweils zwischen den KfW-geförderten PVSpeichern und den insgesamt in Deutschland installierten PV-Speichern unterschieden. Die Anzahl der Kreditzusagen durch die KfW-Bank ist in Abbildung 3.1 und Abbildung 3.2 in dunkelblau dargestellt. Da zwischen Kreditzusage durch die KfW-Bank und Installation der Speicher jeweils unterschiedlich lange Zeiträume liegen, kann die Anzahl der tatsächlich im Feld betriebenen Speicher leicht von den dargestellten Zahlen abweichen.

Zur Extrapolation der Speicherinstallationszahlen während des Förderstopps von Oktober bis Dezember 2016 wurden die PV-Zubauzahlen von Anlagenleistungen bis zu 30 kWp der Bundesnetzagentur herangezogen [29]: Zunächst wurde der durchschnittliche Anteil an PV-Anlagen mit installierten Speichern ermittelt und anschließend mit den monatlichen Meldungen von PV-Anlagen der Monate Oktober bis Dezember 2016 multipliziert. Hierbei wurde zwischen gleichzeitiger Installation und der Nachrüstung von bestehenden PVAnlagen unterschieden. Nach dieser Methode ergibt sich

Zur weiteren Beschreibung von Abbildung 3.2 kann diese in

gegen Ende 2016 eine Gesamtanzahl von ca. 53.600 PV-

drei charakteristische Bereiche eingeteilt werden:

Speichern. Laut KfW-Bank wurden bis Ende 2016 insgesamt rund 23.550 Förderzusagen für Solarstromspeicher erteilt.



Jahre 2013 bis 2015



Jahr 2016

Für den dritten Zeitraum (Januar bis April 2017) wurden



Jahr 2017

weiter sinkende Anteile an KfW-geförderten Speichern bei gleichzeitigem Marktwachstum angenommen. Aufgrund des

Für den ersten Zeitraum von 2013 bis 2015 wird analog zu vorherigen Schätzungen von einem verhältnismäßig konstanten Anteil an KfW-geförderten Speichern von rund 55 % ausgegangen. Der hohe Anstieg gegen Ende 2015 ist dadurch zu erklären, dass zunächst ein Ende des Förder-

abgesunkenen Fördersatzes wird für das erste Halbjahr 2017 davon ausgegangen, dass nur noch jedes dritte neue Speichersystem KfW-gefördert ist. Insgesamt ergibt sich zum Ende April 2017 somit eine Gesamtanzahl von ca. 61.300 PV-Speichern im deutschen Stromnetz.

programms erwartet wurde und es deswegen zu einem

Das Basis-Monitoring

33

3 Das Basis-Monitoring 3.2.1 Volumen und Verteilung der in Deutschland betriebenen dezentralen Solarstromspeicher

© ISEA RWTH Aachen

Abbildung 3.1: Halbjährliche Zubauraten an PV-Speichern in Deutschland von Mai 2013 bis April 2017.

© ISEA RWTH Aachen

Abbildung 3.2: Kumulierte Anzahl der Installationen von PV-Speichern in Deutschland von Mai 2013 bis April 2017.

34

Das Basis-Monitoring

3 Das Basis-Monitoring 3.2.1 Volumen und Verteilung der in Deutschland betriebenen dezentralen Solarstromspeicher

Geographische Verteilung von PV-Speichern in Deutschland

keine signifikante Veränderung der räumlichen Verteilung

In Abbildung 3.3 ist die geographische Verteilung der PV-

bevölkerungs- bzw. sonnenreichen Bundesländer im Westen

Speichersysteme in Deutschland sowohl absolut (links) als

und Süden der Republik zum einen und eine dagegen unter

auch relativ pro 100.000 Haushalte (rechts) dargestellt.

durchschnittliche Verteilung von Speichersystemen im Nor-

Dabei wird die Zuordnung der Systeme zu den Bundeslän-

den bzw. Osten Deutschlands deckt sich auch mit der all-

dern gemäß der geographischen Verteilung der KfW-

gemeinen Verteilung von kleinen PV-Anlagen in Deutsch-

geförderten Systeme vorgenommen. Bei den absoluten

land [31].

festzustellen: Die Konzentration von PV-Speichern auf die

Werten zeigt sich einerseits eine Häufung von PV-Speichern in den südlichen Bundesländern Bayern und Baden-

Die haushaltsbezogenen Speicherinstallationszahlen bestä-

Württemberg; daneben weist auch Nordrhein-Westfalen eine

tigen eine verstärkte Konzentration der PV-Speicher in Bay-

hohe Anzahl an registrierten PV-Speichern auf. Hierbei sind

ern sowie eine geringere Verteilung in den nördlichen und

in Bayern mit einer Gesamtzahl von ca. 22.100 die meisten

östlichen Bundesländern Deutschlands. Die westlichen

Speicher installiert. In den mittel- und ostdeutschen Bundes-

Bundesländer hingegen weisen eine durchschnittliche Dich-

ländern fällt die Anzahl der installierten Speichersysteme

te an PV-Speichern auf. Hierbei ist auffällig, dass die ver-

dagegen jeweils deutlich geringer aus. Verglichen mit der

hältnismäßig hohe absolute Anzahl an Speichern in NRW

Analyse in den Jahresberichten 2015 und 2016 ist somit

durch die vielen Haushalte in diesem Bundeland relativiert

© ISEA RWTH Aachen

© ISEA RWTH Aachen

Abbildung 3.3: Geographische Verteilung der Solarstromspeicher in Deutschlandabsolut (links) und relativ pro 100.000 Haushalte (rechts). Haushaltszahlen übernommen aus [30].

Das Basis-Monitoring

35

3 Das Basis-Monitoring 3.2.1 Volumen und Verteilung der in Deutschland betriebenen dezentralen Solarstromspeicher

wird. Im Gegensatz dazu behalten Baden-Württemberg und Niedersachen ihre hervorgehobene Stellung nach Bayern auch bei den haushaltsbezogenen Analysen bei. In Tabelle 3.3 wird der Zubau an PV-Anlagen mit dem der Solarstromspeicher in Zusammenhang gebracht. Hierbei werden, wie auch bei der KfW-Förderung, kleine PVAnlagen bis zu einer Leistung von 30 kWp aus den Meldezahlen der Bundesnetzagentur betrachtet [29]. Die Tabelle beinhaltet den Zubau kleiner PV-Anlagen sowie die Installationen von PV-Speichersystemen für die jeweiligen Bundesländer im Jahr 2016. Insgesamt wurden im Jahr 2016 ca. 48.600 kleine PV-Anlagen und ca. 22.500 Solarstromspeicher mit einer kumulierten nutzbaren Kapazität von ca. 152.500 kWh in Deutschland installiert. Zusammengeführt ergibt sich dadurch rein rechnerisch ein Verhältnis von PVzu Speicherzubau von ca. 46 %. Die gewichtete durchschnittliche Kapazität aller Speicher beträgt 6,78 kWh für das Jahr 2016 (siehe auch Kapitel 3.2.2, Verweis auf Kapazitätsauswertungen). Anhand der Übersicht ist (analog zur unterschiedlichen Verteilung der Speicher in Deutschland) ebenfalls ein variierender Anteil an PV-Anlagen mit Speichern in Abhängigkeit von dem Bundesland erkennbar. Extremwerte sind dabei ein Anteil von ca. 15 % in Thüringen und im Saarland sowie ein verhältnismäßig hoher Anteil von ca. 76 % in Bayern. Verglichen mit den vorherigen Jahren zeigt sich weiterhin ein Wachstum des PV-Speichermarkts gegenüber dem der PVAnlagen: Wurden im Jahr 2014 noch durchschnittlich weniger als 14 % der neuen PV-Anlagen mit einem Speichersystem installiert, so stieg diese Zahl bis Ende 2016 auf ca. 46 % in 2016.

36

Das Basis-Monitoring

3 Das Basis-Monitoring 3.2.1 Volumen und Verteilung der in Deutschland betriebenen dezentralen Solarstromspeicher

Tabelle 3.3: Zusammenfassung des Zubaus kleiner PV-Anlagen bis 30 kWp und Solarstromspeicher in Deutschland für das Jahr 2016. Bundesland

Zubau PV-Anlagen P 10 kWp [Cent/kWh]

12,48

12,06

11,97

Blei-Speicher [€/kWh]

1.322

1.286

1.203

Lithium-Speicher[€/kWh]

2.363

1.930

1.618

Blei-Speicher [%]

44

18

8

Lithium Speicher [%]

56

82

92

Anteil nachträglich installierter Speicher [%]

12

14

12

Anteile PV-Anlagen < 10 kWp [%]

86

92

93

Nutzbare Kapazität Blei-Speicher [kWh]

7,93

9,62

11,28

Nutzbare Kapazität Lithium-Speicher [kWh]

5,63

5,62

6,37

Nennleistung PV-Anlage > 10 kWp [kWp]

22,03

21,14

21,26

Nennleistung PV-Anlage < 10 kWp [kWp]

7,33

7,48

7,39

Erzeugung & Vertrieb [ct/kWh]

7,38

7,05

6,26

Netzentgelte [ct/kWh]

6,63

6,74

7,01

EEG-Umlage [ct/kWh]

6,24

6,17

6,35

Konzessionsabgabe [ct/kWh]

1,66

1,66

1,66

Stromsteuer [ct/kWh]

2,05

2,05

2,05

Mehrwertsteuer [ct/kWh]

4,65

4,58

4,60

KWK-Umlage [ct/kWh]

0,18

0,25

0,45

Offshore Haftungsumlage [ct/kWh]

0,25

-0,05

0,04

Strom-NEV-Umlage [ct/kWh]

0,09

0,24

0,38

abLa-Umlage [ct/kWh]

0,01

0,01

/

Summe (Endkundenstrompreis) [ct/kWh]

29,14

28,70

28,80

EEG-Umlage auf Eigenverbrauch bei PV-Anlagen > 10 kWp [Cent/kWh] (2014 und 2015: 30 %, 2016: 35 % der EEG-Umlage [3])

1,87

1,85

2,22

Durchschnittliche EEG-Vergütung [41]

Angenommene Preise (brutto)

Anteile der Systeme an der Gesamtzahl installierter Speicher

Dimensionierung der Systemgrößen

Strompreiszusammensetzung [40]

Das Standard-Monitoring

61

4 Das Standard-Monitoring 4.2.7 Direkte Effekte des Eigenverbrauchs von PV-Anlagen mit Solarstromspeicher auf Steuern und Umlagen

Kleinunternehmerregelung

Bei der Wahl der Besteuerungsart sind weiterhin die Min-

Die sogenannte Kleinunternehmerregelung nach § 19 UStG

destanforderungen zu beachten, unter denen eine unter-

ermöglicht Unternehmen mit geringen Umsätzen (beispiels-

nehmerische Nutzung des PV-Speichers zulässig ist:

weise Betreibern von kleinen PV-Anlagen) steuerlich weitestgehend wie Nichtunternehmer behandelt zu werden [42].



liert, bekommt der Betreiber die Umsatzsteuer aus dem

Dabei entfällt zwar die Möglichkeit eines Vorsteuerabzugs,

Kauf vom Finanzamt erstattet, wenn mindestens 10 %

gleichzeitig muss auf die produzierten Energien (Eigenver-

des PV-Stroms ins Netz eingespeist und damit unter-

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 davon, ob diese gleichzeitig oder nachträglich installiert

Wird der Speicher gleichzeitig mit der PV-Anlage instal-

nehmerisch genutzt werden. 

Wird der Speicher nachträglich installiert, kann die Umsatzsteuer nur dann erstattet werden, wenn mindestens 10 % des gespeicherten Stroms ins Netz eingespeist

wurden.

werden. Da dies im Rahmen der geltenden AnschlussDurch die nicht zu zahlenden Steuern auf die Energieflüsse,

richtlinien typischerweise nicht möglich ist, wird davon

haben Betreiber insbesondere einen geringen Verwaltungs-

ausgegangen, dass der Betreiber bei einer nachträgli-

aufwand. Andererseits bedeutet dies jedoch einen höheren

chen Installation keine Regelbesteuerung wählt.

finanziellen Aufwand beim Kauf der Anlage. Voraussetzung für die Kleinunternehmerregelung ist, dass die Umsätze aus PV-Anlage und Speichersystem im Jahr des Kaufes nicht über 17.500 € und im Folgejahr nicht über 50.000 € liegen.

Wahl der Besteuerung bei Installation

Dies ist für typische Aufdachanlagen stets erfüllt. Regelbesteuerung Im

Rahmen

der

Regelbesteuerung

wird

ein

PV-

Speichersystem als Investitionsgut betrachtet, das damit vorsteuerabzugsfähig ist. Die beim Kauf des Systems ge-

Kleinunternehmerregelung

Regelbesteuerung

Umsatzsteuer auf Kauf der PV-Anlage und des Speichers

Umsatzsteuer auf Eigenverbrauch und Einspeisung

zahlte Umsatzsteuer wird somit vom Finanzamt erstattet. Der Betreiber des PV-Speichers ist dann dazu verpflichtet, Steuern auf die aus seiner Anlage erwirtschafteten Umsätze (Eigenverbrauch und Netzeinspeisung) 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 EEGVergütung der PV-Anlage.

62

Abbildung 4.5: Vereinfachte Übersicht zur Wahl der Besteuerung.

Das Standard-Monitoring

4 Das Standard-Monitoring 4.2.7 Direkte Effekte des Eigenverbrauchs von PV-Anlagen mit Solarstromspeicher auf Steuern und Umlagen

Erläuterung der Änderungen in der Berechnungsmethodik im Vergleich zum Vorjahr

den sowohl Haushalte als auch Gewerbe zusammengefasst.

Im Vergleich zu den im Jahresbericht 2015 dargestellten

Nicht gezahlte EEG-Vergütung

Analysen wurde die Berechnungsmethode in kontinuierlicher

Der Posten "Nicht gezahlte EEG-Vergütung" beschreibt die

Abstimmung mit verschiedenen Institutionen an mehreren

Summe der Geldmengen, die den Betreibern von PV-

Stellen angepasst, die in Tabelle 4.3 zusammengefast sind.

Speichern nicht ausgezahlt werden, da sie einen Teil ihres

Die Kernaussage der durchgeführten Analysen bleibt dabei

PV-Stroms nicht in das öffentliche Stromnetz einspeisen und

bestehen: Die Summe aller monetären Effekte von PV-

somit keine EEG-Vergütung für diese Strommengen erhal-

Anlagen mit Solarstromspeichern in Deutschland ist gering.

ten. Dies entlastet indirekt die deutschen Stromkunden, da über den Wälzungsmechanismus des EEG eine geringere

Abschätzung der direkten Effekte des Eigenverbrauchs von PV-Anlagen mit Solarstromspeichern

EEG-Umlage erhoben werden muss, um die eingespeisten

Die jährlichen direkten Effekte von PV-Anlagen mit Solarstromspeichern in Deutschland für die Jahre 2014 bis 2016 sind in Abbildung 4.6 (Kleinunternehmerregelung) und Ab-

Strommengen zu vergüten. Es ist zu erkennen, dass diese Größe mit der zunehmenden Anzahl an Systemen über die Jahre steigt. Die beeinflussenden Größen sind hierbei

bildung 4.7 (Regelbesteuerung) dargestellt. Alle monetären



die Eigenverbrauchsquoten der Prosumer,

Effekte sind dabei stets aus Sicht der Öffentlichkeit darge-



die erzeugte Menge an Solarenergie und

stellt: Haushaltseinnahmen und gesparte öffentliche Ausga-



die Höhe der EEG-Vergütung.

ben werden somit positiv, entgangene Einnahmen negativ dargestellt. Da die beiden Besteuerungsarten sich nur in

Für ganz Deutschland stiegen die zugehörigen jährlichen

Bezug auf die gezahlte Umsatzsteuer unterscheiden, sind

Beträge innerhalb der Jahre 2014 bis 2016 von ca.

innerhalb der beiden Abbildungen alle sonstigen Posten

6,2 Mio. € auf 21,4 Mio. €.

identisch. Unter dem Begriff „Prosumer“ werden im FolgenTabelle 4.3: Übersicht der Änderungen in der Berechnungsgrundlage und ihre Konsequenzen.

Berechnung

Datenbasis

Änderung

Konsequenz

Rückwirkende Erweiterung der Datengrundlage für die Jahre 2014 bis 2015

Leichte Veränderung der durchschnittlichen Energieflüsse.

Aufteilung der Gesamtheit in Haushalte und Gewerbe

Realistischere Skalierungen der Zusammensetzung der Speicherbetreiber in Deutschland (siehe Einfluss in Abbildung 4.2).

Reduzierung der Abschreibungsdauer des Solarstromspeichers von 20 auf 10 Jahre

Erhöhung der eingenommenen Steuern in den betrachteten Jahren (Kleinunternehmerregelung).

Das Standard-Monitoring

63

4 Das Standard-Monitoring 4.2.7 Direkte Effekte des Eigenverbrauchs von PV-Anlagen mit Solarstromspeicher auf Steuern und Umlagen

© ISEA RWTH Aachen

Abbildung 4.6: Direkte Effekte des Eigenverbrauchs von PV-Anlagen mit Speicher auf Steuern und Umlagen in den Jahren 2014 bis 2016 unter der Annahme, dass alle PV-Anlagen und Speichersysteme der Kleinunternehmerregelung unterliegen. © ISEA RWTH Aachen

Abbildung 4.7: Direkte Effekte des Eigenverbrauchs von PV-Anlagen mit Speicher auf Steuern und Umlagenin den Jahren 2014 bis 2016 unter der Annahme, dass alle PV-Anlagen und Speichersysteme der Regelbesteuerung unterliegen. 64

Das Standard-Monitoring

4 Das Standard-Monitoring 4.2.7 Direkte Effekte des Eigenverbrauchs von PV-Anlagen mit Solarstromspeicher auf Steuern und Umlagen

EEG-Umlage

gelte gedeckt, die einen wesentlichen Bestandteil des Ar-

Da insbesondere die Thematik der vermiedenen EEG-

beitspreises für elektrische Energie von privaten Endver-

Umlage durch vermehrten Eigenverbrauch ein häufig disku-

brauchern darstellen.

tiertes Themenfeld darstellt, ist diese in Abbildung 4.6 nicht mit den sonstigen Steuern und Umlagen verrechnet, sondern separat aufgeführt. Die Summe der durch PV-Anlagen mit Nennleistungen von mehr als 10 kWp eingenommenen EEG-Umlage ist positiv aufgetragen, jedoch marginal. Dies liegt daran, dass die allermeisten PV-Anlagen seit 2014 bewusst so ausgelegt wurden, dass sie diese Grenze nicht überschreiten. Die Summe von entgangener EEG-Umlage stieg zwischen 2014 und 2016 von 2,7 Mio. € auf 9,6 Mio. € an.

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 Prosumer. Die ausschlaggebende Einflussgröße ist in diesem Fall der Autarkiegrad: Bei hohen Autarkiegraden wird wenig Energie aus dem Netz bezogen, wodurch unter den aktuellen Netzentgeltreglungen geringe Netzentgelte und Konzessionsabgaben gezahlt werden. Dies ist problematisch, da auch Betreiber von PV-

Steuern und sonstige Umlagen

Speichern grundsätzlich weiterhin einen Netzanschluss

Ein Großteil des deutschen Endkundenstrompreises setzt

benötigen (siehe Kapitel 4.2.3 und Kapitel 5.2.1-5.2.2), sich

sich aus Steuern und Umlagen zusammen (siehe dazu auch

durch vermehrten Eigenverbrauch aber in geringerem Um-

Tabelle 4.2). Ein steigender Autarkiegrad einer wachsenden

fang an dessen Finanzierung beteiligen. Da die Kosten zur

Anzahl von Stromverbrauchern führt somit zu einer Verrin-

Erhaltung der Infrastruktur unabhängig vom tatsächlichen

gerung der insgesamt aus Strombezug generierten Steuer-

Verbrauch der einzelnen Letztverbraucher sind, führen ver-

einnahmen. Die so ermittelten Geldmengen gehen daher

ringerte Zahlungen von PV-Speicherbetreibern somit zu

negativ in die Bilanz ein. Den Mindereinnahmen von Steuern

einer erhöhten Belastung der verbleibenden Stromkunden.

und Umlagen durch Verringerung des privaten Strombezugs steht jedoch  

Summe Die letzten Balken der Abbildungen 4.6 und 4.7 stellen je-

die auf Speichersysteme gezahlte Umsatzsteuer (Klein-

weils die Bilanz aller positiven und negativen monetären

unternehmerregelung) oder

Beträgen des jeweiligen Jahres dar. Insgesamt ist diese mit

die Umsatzsteuer auf Einspeisung und Eigenverbrauch

jeweils weniger als 2 Mio. € für alle betrachteten Jahre sehr

(Regelbesteuerung)

gering.

entgegen. Diese wird in Abbildung 4.6 und 4.7 jeweils positiv

Stieg die Summe von 2014 auf 2015 noch um 0,9 Mio. €

aufgetragen. Die Bilanz von zusätzlich eingenommenen und

(Kleinunternehmerregelung) bzw. um 1,6 Mio. € (Regelbe-

vermiedenen Steuern und sonstigen Umlagen ist für alle

steuerung), ergibt sich für das Jahr 2016 für beide Besteue-

betrachteten Jahre nahezu ausgeglichen.

rungsarten ein Rückgang: Während die Summe der Regelbesteuerung mit 0,2 Mio. € leicht positiv bleibt, so wird die

Entgangene Netzentgelte und Konzessionsabgaben

Summe der Kleinunternehmerregelung in 2016 erstmals mit

Die Aufrechterhaltung der Infrastruktur zur Elektrizitätsver-

-1,5 Mio. € negativ. Dies ist insbesondere durch die stark

sorgung wird in Deutschland derzeit vor allem über Netzent-

fallenden Preise von Speichersystemen zu erklären, die zu

Das Standard-Monitoring

65

4 Das Standard-Monitoring 4.2.7 Direkte Effekte des Eigenverbrauchs von PV-Anlagen mit Solarstromspeicher auf Steuern und Umlagen

geringeren Umsatzsteuererträgen führen. Generell ist zu



Bei Wegfall der Einspeisevergütung für Strom aus Pho-

beachten, dass die Annahme einer einzigen Besteuerungs-

tovoltaikanlagen, beispielsweise bei Erreichen des natio-

art für alle PV-Speicher jeweils ein Extremszenario darstellt

nalen Ausbauziels von 52 GWp oder bei einem vermehr-

– der tatsächliche Wert wird innerhalb der beiden analysier-

ten Auslaufen der zwanzigjährigen EEG-Vergütung für

ten Szenarien liegen.

ältere Anlagen, würde der Posten "Nicht gezahlte EEGVergütung" für eine steigende Anzahl von PV-Anlagen

Förderung

aus der Berechnung herausfallen.

Neben den Betriebseffekten von dezentralen Solarstrom-



speichern auf den Energieverbrauch der jeweiligen Betreiber

dezentralen

PV-

dagegen durch eingesparte Vergütungszahlungen er-

nommenen durchschnittlichen Tilgungszuschuss von ca.

schüsse in Höhe von rund 70,5 Millionen Euro.

von

speisevergütungen erhalten, würde die öffentliche Hand

auf die entstehenden Zahlungsströme. Bei einem ange-

die Jahre 2013 bis 2016 in Summe ausgezahlte Tilgungszu-

Nachrüsten

res Installationsdatums zum Teil deutlich höhere Ein-

triebenen PV-Speicher durch die KfW-Bank einen Einfluss

bis Ende 2016 geförderten Speichersystemen ergibt sich für

vermehrtes

Speichern zu bestehenden PV-Anlagen, die aufgrund ih-

hat auch die Förderung eines Teils der in Deutschland be-

3.000 € pro Speichersystem und einer Anzahl von 23.500

Ein

heblich entlasten. 

Aufgrund der sinkenden Endkundenpreise von Speichersystemen ist in Zukunft grundsätzlich weiterhin mit sinkenden Einnahmen durch hierauf gezahlte Umsatzsteuer pro Speichersystem zu rechnen.

Ausblick Anhand der heute am Markt zu beobachtenden Tendenzen lassen sich qualitative Aussagen über die wahrscheinliche Entwicklung der direkten Effekte des Eigenverbrauchs von PV-Anlagen mit Solarstromspeichern ableiten:

Tabelle 4.4: Zusammenfassung der direkten Effekte des Eigenverbrauchs auf Steuern und Umlagen. Kleinunternehmerregelung [Mio. €]

Regelbesteuerung [Mio. €]

2014

2015

2016

2014

2015

2016

Nicht gezahlte EEG Vergütung

+6,2

+13,2

+21,41

+6,2

+13,2

+21,41

Bilanz EEG Umlage

-2,43

-4,98

-8,86

-2,43

-4,98

-8,86

+0,005

+0,1

-0,95

+0,21

+1,08

+0,75

-3,61

-7,28

-13,1

-3,61

-7,28

-13,1

+0,165

+1,04

-1,5

+0,37

+2,02

0,2

Bilanz Steuern, Abgaben und sonstige Umlagen Nicht gezahlte Netzentgelte und Konzessionsabgaben Summe

66

Das Standard-Monitoring

4 Das Standard-Monitoring 4.2.7 Direkte Effekte des Eigenverbrauchs von PV-Anlagen mit Solarstromspeicher auf Steuern und Umlagen

Das Standard-Monitoring

67

5 Das Intensiv-Monitoring 5.1.1 Ziele der hochauflösenden Messungen

5

Das Intensiv-Monitoring

5.1.1

Ziele der hochauflösenden Messungen

Die wesentlichen Ziele der hochauflösenden Vermessung Im Rahmen des Intensiv-Monitorings soll die Wirkung und

von PV-Speichern sind:

der Nutzen von PV-Speichern auf den jeweiligen Haushalt sowie auf das Verteilnetz tiefgehend analysiert werden. So

Prüfen der Wirkungsgrade im Feld

kann ein besseres Verständnis der Technologie unter realen

Die Wirkungsgrade von Batterien und Leistungselektronik

Einsatzbedingungen geschaffen werden, anhand dessen

sind von zahlreichen Faktoren abhängig, unter anderem von

Empfehlungen für die langfristige Weiterentwicklung der

der jeweiligen Spannungslage, der Leistung und der Tempe-

Technologie abgeleitet werden können. Im Rahmen des

ratur der einzelnen Komponenten. Um ein aus Netz- und

Forschungsprojektes werden dazu in Labortests sowie an 20

Verbrauchersicht optimales Speichersystem zu entwickeln,

privat betriebenen Solarstromspeichern hochauflösende

ist es somit wichtig, die Faktoren zu identifizieren, die im

Messungen durchgeführt, bei denen alle Spannungen,

realen Betrieb den Wirkungsgrad des Gesamtsystems signi-

Ströme und Energieflüsse von PV-Anlage, Haushalt, Spei-

fikant beeinflussen. So kann der Wirkungsgrad durch geeig-

chersystem und Stromnetz sekündlich erfasst und ausge-

nete Maßnahmen maximiert werden.

wertet werden. Darüber hinaus werden die solare Einstrahlung, Faktoren der Netzqualität nach DIN EN 50160 sowie

Prüfen der Energiemanagementstrategien

die Temperaturwerte der PV-Module, der Speicherbatterie

Intelligente

Energiemanagementstrategien

ermöglichen

und des Installationsorts sekundengenau aufgezeichnet.

einen maximalen Nutzen des Speichersystems für den Betreiber und das Niederspannungsnetz. Neben der Verwen-

Zunächst wird in Kapitel 5.1 ein kurzer Überblick über die

dung von Erzeugungs- und Lastprognosen zur Vermeidung

Umsetzung des Intensiv-Monitorings und die untersuchten

der Abregelung von Solarerzeugung kann durch gezielte

Systeme gegeben (eine detaillierte Beschreibung befindet

Steuerung des Gesamtsystems die Autarkie und der Eigen-

sich im Jahresbericht 2016 [28]). Anschließend werden in

verbrauch des Haushaltes weiter erhöht und die Alterung

Kapitel 5.2 die aufgenommenen Messdaten ausgewertet.

der Batteriespeicher minimiert werden.

5.1

Einfluss der Speichertopologie

Realisierung des Intensiv-Monitorings

Die Realisierung eines für das Intensiv-Monitorings geeigne-

Die am Markt verfügbaren Speichersysteme verfolgen un-

ten hochauflösenden Messsystems stellt eine technische

terschiedliche Konzepte des Anschlusses an die PV-Anlage

und organisatorische Herausforderung dar. In den folgenden

(DC-gekoppelt, AC-gekoppelt, Generatorgekoppelt) und an

Kapiteln werden daher zunächst die einzelnen Schritte zur

das Stromnetz (einphasig, symmetrisch dreiphasig, asym-

Umsetzung des Intensiv-Monitorings im Feld dargestellt. Da

metrisch dreiphasig). Die Einflüsse der zugrundeliegenden

die Realisierung des Intensiv-Monitorings bereits in vorheri-

Verschaltung auf den Betreiber und das Niederspannungs-

gen Jahresberichten ausführlich beschrieben wurde, erfolgt

netz sollen durch hochaufgelöste Messungen erfasst wer-

hier nur eine gekürzte Zusammenfassung der wesentlichen

den.

Aspekte.

Das Intensiv-Monitoring Bild des Kapitels © minervastudio/fotolia.com

69

5 Das Intensiv-Monitoring 5.1.2 Vorstellung der untersuchten Speichersysteme

Prüfen des Einflusses der Leistungsfähigkeit von Speichern Die verschiedenen am Markt verfügbaren PV-Speicher weisen zum Teil sehr unterschiedliche Leistungsfähigkeiten auf. Neben der maximalen Lade- bzw. Entladeleistung zählt hierzu auch die Fähigkeit, auf schnelle Laständerungen reagieren zu können.

5.1.2

Vorstellung der untersuchten 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:

Prüfen der Batteriealterung Unterschiedliche Batterietechnologien weisen zum Teil erheblich voneinander abweichende Alterungscharakteristika auf. Für einen nachhaltigen Betrieb von PV-Speichern ist somit stets auch der Einfluss der gewählten Betriebsstrategie auf die stattfindenden Alterungsprozesse in der Batterie zu überprüfen.

Hohe Marktdurchdringung Um eine möglichst hohe Grundgesamtheit von potenziellen freiwilligen Teilnehmern für das Intensiv-Monitoring zu erreichen, war es im Vorfeld wichtig, Speichersysteme mit einer möglichst hohen Marktdurchdringung auszuwählen. Diese Speichersysteme erfüllen darüber hinaus auch die Forde-

Prüfen der Potenziale von bidirektionalen Netzdienstleistungen

rung nach einer möglichst hohen Repräsentanz der Mehrheit der in Deutschland installierten Speichersysteme.

Die Potenziale von dezentralen PV-Speichern zur Erbringung von Systemdienstleistungen stehen im Fokus zahlrei-

Hohe technische Diversität

cher aktueller Studien. Anhand der bisher genannten Punkte

Zur globalen Analyse der Potenziale von PV-Speichern ist

ist zu prüfen, inwiefern dezentrale Speicher technisch und

es von besonderem Interesse, Speichersysteme mit mög-

organisatorisch dazu in der Lage sind, verlässlich weitere

lichst unterschiedlichen Konzepten zu vermessen, um deren

Aufgaben neben ihrer primären Aufgabe der Eigenver-

Eigenschaften unter realen Bedingungen vergleichen zu

brauchssteigerung zu übernehmen.

können. Bei der Auswahl von Speichersystemen wurde daher auf eine hohe Diversität hinsichtlich der folgenden

Darüber hinaus sind zahlreiche weitere Anwendungen der

Eigenschaften geachtet:

generierten Messdaten denkbar, beispielsweise hinsichtlich der Parametrierung von Systemmodellen.



Blei und Lithium-Ionen-Batterien



Ein- und Dreiphasige Systeme



AC- und DC-gekoppelte Systeme

Tabelle 5.1: Technische Eigenschaften der ausgewählten Solarstromspeicher. Hersteller

Produktbezeichnung

Deutsche Energieversorgung

Senec.IES Home G2(+)

SMA

Smart Energy

E3/DC

S10

Sonnen

Eco

70

Batterietyp

AC / DC

Anschluss

Blei

AC

1-phasig

Lithium

DC

1-phasig

Lithium

DC

3-phasig

Lithium

AC

1-phasig Das Intensiv-Monitoring

5 Das Intensiv-Monitoring 5.1.2 Vorstellung der untersuchten Speichersysteme

Zur Vermessung durch das Intensiv-Monitoring wurden nach

Die zentralen technischen Eigenschaften der ausgewählten

Anwendung der beschriebenen Kriterien im Jahr 2014 die

Systeme sind in Tabelle 5.1 zusammengefasst und in Abbil-

folgenden Systemtypen ausgewählt:

dung 5.1 bis Abbildung 5.4 dargestellt.



Senec.IES Home G2 (Deutsche Energieversorgung)

Die vier Speichersysteme wurden zunächst vom ISEA käuf-



Sunny Boy Smart Energy (SMA)

lich erworben. Anschließend wurden sie unter Laborbedin-



Hauskraftwerk S10 (E3/DC)

gungen tiefgehend vermessen. Des Weiteren wurden die



ECO (Sonnenbatterie)

Laborsysteme dazu genutzt, eine detailgenaue Vorgehens-

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

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

Das Intensiv-Monitoring

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

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

71

5 Das Intensiv-Monitoring 5.1.2 Vorstellung der untersuchten Speichersysteme

weise der Tätigkeiten im Feldeinsatz zu entwickeln. Dies

Speichern im Prüflabor des ISEA sowie an 20 privat betrie-

geschah im Vorfeld der Installationen in Zusammenarbeit mit

benen

einem Elektromeisterbetrieb und wurde sorgfältig dokumen-

Westfalen installiert. Die wesentlichen elektrischen Daten

tiert. Das zu den Feldinstallationen entsendete Personal

der

kann auf Basis dieser Dokumentation an jedem der ausge-

Speichersysteme sowie der zugehörigen Haushalte sind in

wählten Speichersysteme zuvor unter definierten Bedingun-

Tabelle 5.2 zusammengefasst.

Solarstromspeichern

bis

Mitte

2017

im

Großraum

messtechnisch

Nordrhein-

erfassten

PV-

gen geschult werden. So kann eine zügige und fachkundige Installation des Messsystems bei den Speicherbetreibern

Eine hohe Verfügbarkeit der Systeme über die Dauer von mehreren Jahren ist technisch und personell eine große

gewährleistet werden.

Herausforderung. Aus Sicherheitsgründen wurde das private Zum Zeitpunkt der Veröffentlichung des vorliegenden Jah-

Netzwerk der Speicherbetreiber nicht nach außen geöffnet.

resberichts waren hochauflösende Messsysteme an vier PV-

Diese Entscheidung macht Hausbesuche aufgrund von

Tabelle 5.2: Technische Eigenschaften der vermessenen Solarstromspeicher. Da einige Systeme noch kein ganzes Jahr im Feld vermessen werden, wurden die bei der Registrierung zum Speichermonitoring angegebenen Stromverbrauchswerte herangezogen. Speichertyp

Topologie

6,50

Stromver1 brauch [kWh] 8.007

Senec Home G2+

AC

Kapazität netto [kWh] 8,0

2

9,90

3.918

E3DC S10E12

DC

9,2

3,0

3

7,80

8.761

E3DC S10E12

DC

9,2

3,0

4

9,56

6.000

Senec Home G2

AC

8,0

2,8

5

6,24

6.000

SMA Sunnyboy 5000SE

DC

2,0

2,0

6

9,94

7.000

Sonnenbatterie eco 9.0

AC

7,0

3,0

7

9,94

5.200

Sonnenbatterie eco 8.0

AC

8,0

3,3

8

10,0

5.931

Sonnenbatterie eco 13.5

AC

10,5

3,5

#

PV [kWp]

1

Pbatt,max [kW] 2,5

9

9,80

6.670

E3DC S10E8

DC

9,2

3,0

10

9,80

3.500

Senec Home G2+

AC

8,0

2,5

11

5,25

1.800

SMA Sunnyboy 5000SE

DC

2,0

2,0

12

6,24

3.000

E3DC S10 Mini

DC

4,6

1,5

13

4,51

4.777

SMA Sunnyboy 3600SE

DC

2,0

2,0

14

3,71

n/a

SMA Sunnyboy 3600SE

DC

2,0

2,0

15

8,86

5.200

Sonnenbatterie eco 8.0

AC

8,0

3,3

16

7,84

10.000

Sonnenbatterie eco 9.0

AC

7,0

3,0

17

5,2

4.000

Sonnenbatterie eco v8.2

AC

6,0

3,3

18

4,68

n/a

SMA Sunnyboy 3600SE

DC

2,0

2,0

19

3,45

3.658

SMA Sunnyboy 3600SE

DC

2,0

2,0

20

6,84

8.800

E3DC S10E12

DC

9,2

3,0

72

Das Intensiv-Monitoring

5 Das Intensiv-Monitoring 5.1.3 Definition der Messstellen

Ausfällen der Messsysteme oder der Internetverbindung

te Vermessung privat betriebener Anlagen erforderlich. Für

notwendig. Oftmals reicht ein kurzes Telefonat bzw. eine

die verschiedenen Speichertopologien wurden dazu Mess-

Nachricht an den Speicherbetreiber, um einen Neustart des

pläne entwickelt, die eine umfassende Analyse bezüglich

Messsystems auszulösen. Viele Probleme können so bereits

der Wirkungsgrade, der Eigenverbrauchssteigerung, des

gelöst werden. Teilweise ist jedoch ein Besuch des Techni-

Netzverhaltens und der Batteriealterung erlauben. Diese

kers notwendig, der sich direkt mit dem Messsystem vor Ort

Messpläne unterscheiden sich für AC- und DC-gekoppelte

verbinden muss, um den Fehler zu beheben. Da in diesen

Systeme und werden deswegen im Folgenden einzeln dar-

Fällen die Verfügbarkeit der Speicherbetreiber von besonde-

gestellt. Dabei gelten folgende Anmerkungen:

rer Bedeutung ist, kann eine unverzügliche Fehlerbehebung nicht immer gewährleistet werden. Somit stellt der laufende



Die Messplanerstellung erfolgt grundsätzlich für eine dreiphasige Anbindung der PV-Anlage bzw. des Spei-

Messbetrieb kontinuierlich hohe Anforderungen an die War-

chersystems. Bei Systemen, die nur über eine einphasi-

tung der Messsysteme.

ge Verbindung verfügen, entfallen nichtrelevante MessDerzeit besteht eine Verfügbarkeit der Messdaten von 87 % in Bezug auf die Gesamtzeit aller im Feld befindlichen Messsysteme.

stellen. 

Für Messungen auf der Gleichstromseite des PVGenerators wird im Messplan von lediglich einem DCAnschluss ausgegangen. Ist die Anlage an einen Mul-

5.1.3

Definition der Messstellen

tistring-Wechselrichter angeschlossen, werden dort ent-

Um die tatsächliche Performance von PV-Speichern unter

sprechend mehrere DC-Messstellen implementiert.

realen Bedingungen beurteilen zu können, ist eine detaillier-

Netzzähler

NS-Netz

L1 L2 L3 N Speicher L1-L3 ~ =

Kommunikation

=

DC-Messung

Haushalt L1-L3

~

AC-Messung

PV L1-L3

Batterie DC

PV DC Q.Pac Controller

Temperatursensor

Speichersystem

Einstrahlungs- PV-Anlage sensor

FTP

© ISEA RWTH Aachen

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

Das Intensiv-Monitoring

73

5 Das Intensiv-Monitoring 5.1.3 Definition der Messstellen

AC-gekoppelte Speichersysteme

Messstelle direkt an der Batterie (DC Batterie) implemen-

AC-gekoppelte Speichersysteme werden über die Wechsel-

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

stromseite des Haushaltes mit der PV-Anlage verbunden. In



An der Batterie des Speichersystems wird darüber hin-

Abbildung 5.5 ist ein entsprechender Aufbau schematisch

aus ein Sensor zur Überwachung der Batterietemperatur

dargestellt. Zusätzlich sind dort bereits die einzelnen Mess-

angebracht.

stellen und Sensoren eingezeichnet, die im Zuge der Instal-



Auf der Erzeugungsseite zeichnet ein Einstrahlungs-

lationsarbeiten integriert werden. Wenn nicht explizit anders

sensor nach Möglichkeit kontinuierlich die solare Ein-

beschrieben, werden an den Messstellen jeweils Strom,

strahlung und die Modultemperatur auf.

Spannung, Leistung sowie der Energiefluss gemessen. Die Messstellen können wie folgt beschrieben werden:

DC-gekoppelte Speichersysteme Im Unterschied zu AC-gekoppelten Speichersystemen sind



Auf der Wechselstromseite befinden sich drei Messstel-

DC-gekoppelte Speichersysteme nicht über die Wechsel-

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

stromseite des Haushaltes, sondern über einen Gleichspan-

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

nungszwischenkreis mit der PV-Anlage verbunden. Dadurch

sich dabei auf die einzelnen Phasen des Stromnetzes.

ergibt sich ein gegenüber AC-gekoppelten Speichersyste-

Mit diesen drei Messstellen auf der AC-Seite ist es mög-

men veränderter Messaufbau, der in Abbildung 5.6 schema-

lich, den Netzbezug bzw. die Netzeinspeisung am Netz-

tisch dargestellt ist:

anschluss zu errechnen, womit dazu kein weiterer Sensor benötigt wird. 

Auf der Gleichstromseite (orange markiert) wird eine Netzzähler

NS-Netz



Auf der Wechselstromseite (blau markiert) gibt es eine Messstelle für den Speichersystemausgang (Speicher

L1 L2 L3 N Speicher L1-L3

Einstrahlungssensor PV DC

PV-Anlage

Haushalt L1-L3

=

= =

~

AC-Messung DC-Messung =

Kommunikation

Controller

FTP

= Batterie DC Temperatursensor

Speichersystem

© ISEA RWTH Aachen

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

74

Das Intensiv-Monitoring

5 Das Intensiv-Monitoring 5.1.4 Qualität der im Feld vorgefundenen Speicherinstallationen



L1-L3) und eine Messstelle für die Belastung durch den

zum Teil lediglich geringe Erfahrungen mit der Installation

Haushalt (Haushalt L1-L3). Mit diesen zwei Messstellen

der Systeme. Die Evaluierung der vor Ort vorgefundenen

auf der AC-Seite ist es möglich, den Netzbezug bzw. die

Installationen kann demnach ein wichtiger Indikator für all-

Netzeinspeisung am Netzanschluss zu errechnen.

gemeine Probleme mit dieser neuen Technologie sein.

Auf der Gleichstromseite (orange markiert) werden an der PV-Anlage (DC PV) und an der Batterie (DC Batterie)

Messstellen

implementiert.

Wie

bei

der

AC-

gekoppelten Topologie erfasst ein Temperatursensor die Batterietemperatur im Speichersystem und ein Einstrahlungssensor die solare Einstrahlung sowie die Modultemperatur.

Bis zum Veröffentlichungsdatum des vorliegenden Jahresberichts wurden insgesamt 20 Installationen von hochauflösenden Messsystemen an privat betriebenen PV-Speichern durchgeführt. Die dabei vorgefundenen Installationen waren insbesondere zu Beginn der Installationen nicht immer fachgerecht ausgeführt und wiesen zum Teil erhebliche Mängel auf (siehe Jahresbericht 2015 [43]). Vorgefundene Installati-

Bei beiden Topologien werden die aufgezeichneten Messda-

onsfehler wurden jeweils umgehend mit dem Betreiber des

ten in einem zentralen Controller zusammengeführt und

Speichersystems kommuniziert. Des Weiteren wurde der

mittels eines FTP-Clients über die Internetverbindung des

verantwortliche Installateur kontaktiert und auf die beste-

Systembetreibers an einen Server gesendet. Im Folgenden

henden Mängel hingewiesen. In den aufgetretenen Fällen

wird zunächst auf die Messinstrumente selbst und ihre Funk-

konnte so jeweils eine zügige und für den Betreiber kosten-

tionen eingegangen.

freie nachträgliche Behebung der Installationsfehler erwirkt werden.

Aufbau und Validierung des Messsystems Um die entworfenen Messpläne umzusetzen, wurde im

Es kann als Erfolg des Monitorings und als ein genereller

Forschungsprojekt ein Messsystem entwickelt, das die ge-

Fortschritt der Branche gewertet werden, dass die seit Mitte

nannten Messgrößen und weitere speicher- und netzrele-

2015 besichtigten PV-Speichersysteme durchgängig höhere

vante Parameter erfasst. Der Aufbau und die Validierung

Installationsqualitäten aufwiesen. Dies ist auf höhere Erfah-

des Messsystems wurde bereits ausführlich im Jahresbe-

rungswerte der Installateure, installationsfreundlichere Spei-

richt 2016 behandelt [28]. Daher wird an dieser Stelle auf

chersysteme und bessere Schulungen seitens der Hersteller

eine erneute Beschreibung verzichtet.

zurückzuführen.

5.1.4

Qualität der im Feld vorgefundenen Spei-

5.2

cherinstallationen

Dieses Kapitel befasst sich in den jeweiligen Unterkapiteln

Auswertung des Intensiv-Monitorings

Im Rahmen der andauernden Installationsarbeiten zum

mit den Auswertungen der hochauflösenden Feldmessda-

Intensiv-Monitoring erhielten die ausführenden Ingenieure

ten.

des ISEA tiefe Einblicke in die Qualität der mechanischen und elektrischen Installationen der jeweiligen Solarstromspeicher. Diese werden typischerweise durch gewerbliche

5.2.1

Eigenverbrauchsquoten der im Feld untersuchten Solarstromspeicher

Installateure (Solarteure) ausgeführt. Der Markt der PV-

Ein wesentliches Ziel vieler Betreiber von PV-Anlagen und

Speicher ist ein vergleichsweise junger Markt. Deswegen

Heimspeichersystemen ist ein hoher Eigenverbrauch der

hatten die Installateure zu Beginn des Forschungsprojektes

erzeugten Energie. PV-Speicher dienen dabei als Puffer

Das Intensiv-Monitoring

75

5 Das Intensiv-Monitoring 5.2.1 Eigenverbrauchsquoten der im Feld untersuchten Solarstromspeicher

zwischen den unterschiedlichen Erzeugungs- und Lastprofi-

Eigenverbrauch "ohne Speicher" errechnen, indem die virtu-

len und erhöhen somit den Eigenverbrauchsanteil. Um die

ell in das Stromnetz eingespeiste Energiemenge ohne vor-

Effektivität von Speichern hinsichtlich der Erhöhung des

handenen Speicher berechnet wird.

Eigenverbrauchs in Privathaushalten zu untersuchen, wurden die erhobenen Messdaten in Form von monatlichen Energieflussbilanzen ausgewertet. Die Ergebnisse von vier beispielhaften Speichersystemen unterschiedlicher Herstel-

Bei dieser Methodik wird eine Änderung der Einspeisegrenze von 60 % auf 70 % gemäß der EEG-Vergütung für netzeinspeisende PV-Anlagen ohne Speichersystem vernachlässigt. Das kann besonders in den Sommermonaten in

ler sind in Abbildung 5.7 dargestellt.

Peakzeiten zu höheren errechneten Eigenverbrauchsquoten Eigenverbrauchsquoten mit Speicher

ohne Speicher führen, als es tatsächlich der Fall gewesen

Aus den hochauflösenden Messdaten lassen sich die tat-

wäre, wenn der Haushalt nur eine netzeinspeisende PV-

sächlich erreichten Eigenverbrauchsquoten der Haushalte

Anlage betreiben würde. Findet in den Messdaten eine Ab-

mit und ohne Speichersystem ermitteln. Die Eigenver-

regelung auf 60 % der PV-Nennleistung statt, so fließt diese

brauchsquote ist hierbei definiert als der Anteil der photovol-

Abregelung auch in die errechnete Eigenverbrauchsquote

taischen Erzeugung, der direkt verbraucht oder in das Spei-

ohne Speichersystem mit ein.

chersystem geladen wird, um somit später dem Haushalt

Steigerung des Eigenverbrauchsanteils

zugeführt zu werden. Der Eigenverbrauch entspricht damit dem Anteil der PV-Energie, der nicht in das öffentliche

Durch die installierten Messsysteme konnte eine breite Basis an Daten für die Auswertung der Eigenverbrauchsquoten

Stromnetz eingespeist wird:

erfasst werden. Die beispielhaften Analysen in Abbildung (

)

5.10 stellen ein repräsentatives Bild dar, aus dem sich folgende Aussagen ableiten lassen:

Die Verluste innerhalb des Speichers (z.B. Ladeverluste und



Die ermittelten Eigenverbrauchsquoten der Haushalte

Verluste in der Elektronik) zählen in dieser Rechnung zum

ohne Speicher steigen in den Wintermonaten an: Da die

Hausverbrauch dazu, da die DC-seitige PV-Erzeugung als

PV-Erzeugung aufgrund der kürzeren Tage und des

Bezugsgröße herangezogen wird. Somit fallen bei AC-

niedrigeren Sonnenstands sinkt, während der Hausver-

gekoppelten Systemen die Leistungsverluste im externen

brauch ansteigt, wird anteilig mehr PV-Leistung zur De-

PV-Wechselrichter ebenfalls unter den Hausverbrauch.

ckung des Hausbedarfs genutzt.

Eigenverbrauchsquoten ohne Speicher Neben der tatsächlichen Eigenverbrauchsquote lässt sich aus den hochauflösenden Messdaten auch die Eigenverbrauchsquote eines Haushaltes ermitteln, die mit PVAnlage, jedoch ohne Speichersystem aufgetreten wäre. In der Auswertung wird dazu die Gleichzeitigkeit der gemessenen DC-seitigen PV-Erzeugung und des gemessenen Hausverbrauchs analysiert. Daraus lässt sich ein theoretischer

76



In den Sommermonaten ist die PV-Erzeugung hingegen so hoch, dass meist nur ein geringerer Anteil im Haus genutzt werden kann, sofern der Anlagenbetreiber seinen Stromverbrauch nicht der dargebotsabhängigen PVErzeugung manuell anpasst, indem er z.B. energieintensive Prozesse in die sonnenreiche Zeit verlegt. Die Eigenverbrauchsquote sinkt in den Sommermonaten daher ab.

Das Intensiv-Monitoring

5 Das Intensiv-Monitoring 5.2.1 Eigenverbrauchsquoten der im Feld untersuchten Solarstromspeicher



Die hochauflösenden Messdaten zeigen, dass die er-

signifikant gesteigert werden konnten. Steigerungen von

reichten

über 20 Prozentpunkten sind in den Sommermonaten,

Eigenverbrauchsquoten

aller

untersuchten

Haushalte durch Einsatz der PV-Heimspeichersysteme

aber auch in den Wintermonaten leicht zu erzielen.

© ISEA RWTH Aachen

© ISEA RWTH Aachen

© ISEA RWTH Aachen

© ISEA RWTH Aachen

Abbildung 5.7: Darstellung der Eigenverbrauchsquote im Jahresverlauf von 4 ausgewählten Speichersystemen. Die rot gestrichelten Linien kennzeichnen die durchschnittliche Eigenverbrauchsquote über das Jahr ohne (innen) und mit Speicher (außen). Oben links: = 6,50 kWp, Stromverbrauch = 5.703 kWh, = 8,00 kWh Oben rechts: = 9,94 kWp, Stromverbrauch = 5.114 kWh, = 7,02 kWh Unten links: = 6,24 kWp, Stromverbrauch = 5.558 kWh, = 2,00 kWh Unten rechts: = 9,80 kWp, Stromverbrauch = 6.259 kWh, = 9,20 kWh

Das Intensiv-Monitoring

77

5 Das Intensiv-Monitoring 5.2.2 Autarkiegrade der im Feld untersuchten Solarstromspeicher

Limitierung der Eigenverbrauchserhöhung

öffentlichen Stromnetz zu separieren, sondern im technisch

Selbst mit installierten Speichersystemen kann bei keinem

umsetzbaren Rahmen den Einfluss durch steigende Strom-

der untersuchten Haushalte im Jahresverlauf ein Monat mit

preise zu dämpfen. Im Folgenden wird anhand der Feld-

vollständigem Verbrauch der Solarenergie beobachtet wer-

messdaten der Einfluss der Speichersysteme auf den Autar-

den. Dies ist insofern bemerkenswert, da aufgrund der ge-

kiegrad der untersuchten Haushalte dargestellt.

ringen PV-Erzeugung im Winter zumindest die großen PV-

Autarkiegrad mit Speicher

Speicher genügend Kapazität hätten, um die gesamte Tageserzeugung der jeweiligen PV-Anlagen aufzunehmen. Doch auch in den Wintermonaten kann es für kurze Zeiten zu einer relativ hohen PV-Einspeisung bei gleichzeitig kaum vorhandener Haushaltslast kommen. Dann ist die Batterieladung allein durch die Leistungsfähigkeit des Systems bzw. der Batterie(-umrichters) begrenzt und Überschussleistung muss weiterhin in das öffentliche Stromnetz eingespeist werden. Hinzu kommen Regelungenauigkeiten und Regelverzögerungen, die die zusätzliche Netzaustauschleistung generieren (siehe S. 130 f. im Jahresbericht 2016 [28]).

Der Autarkiegrad beschreibt die bilanzielle Unabhängigkeit eines Haushalts vom öffentlichen Stromnetz. Da die meisten PV-Speichersysteme jedoch nicht inselbildend arbeiten, findet selbst in Phasen, in denen sich der Haushalt bilanziell zu 100 % autark versorgt, ein Leistungsaustausch mit dem öffentlichen Stromnetz statt. Eine vollständige (physikalische) Autarkie vom öffentlichen Stromnetz ist mit den meisten heute am Markt vertretenen Speichersystemen technisch nicht umsetzbar - dies ist in Hinblick auf die Jahresbilanz von Erzeugung und Verbrauch in Deutschland (siehe Kapitel 4.2.3) jedoch auch nicht sinnvoll, da es spätestens

Einfluss der Speichergröße

im Winter zu einer bilanziellen Unterversorgung des Haus-

Insgesamt lässt sich anhand der Daten eine Korrelation

haltes kommt, sofern keine alternativen dezentralen Erzeu-

zwischen Steigerung der Eigenverbrauchsquote und Kapazi-

gungsquellen zur Verfügung stehen (beispielsweise ein

tätsgröße des Speichers zeigen: Ein relativ kleines Spei-

Blockheizkraftwerk oder eine kleine Windanlage). Aus den

chersystem mit nur wenig nutzbarer Kapazität erreicht im

hochauflösenden Messdaten lässt sich der Autarkiegrad

Schnitt eine geringere Steigerung der Eigenverbrauchsquote

eines Haushaltes mit Speichersystem nach folgender For-

als Speichersysteme mit deutlich größeren Kapazitäten.

mel ermitteln:

Dieser Unterschied wird in den erzeugungsschwachen Monaten kleiner, da die Speichergröße aufgrund geringerer PV-

(

)

Erzeugung weniger ins Gewicht fällt. Wird der Hausverbrauch komplett durch Netzbezug gedeckt,

5.2.2

Autarkiegrade der im Feld untersuchten

so ergibt sich ein Autarkiegrad von 0 %. Kann der Netzbe-

Solarstromspeicher

zug hingegen vollständig vermieden werden, so steigt der

Für viele Speicherbetreiber ist die Steigerung der Unabhän-

Autarkiegrad auf 100 %.

gigkeit von großen Energieversorgern eine wichtige Motivation zum Kauf eines PV-Heimspeichersystems (siehe Kapitel

Autarkiequote ohne Speicher

3.2.7). Über eine erhöhte Autarkie soll unter anderem eine

Analog zur Eigenverbrauchsquote lässt sich durch eine

Absicherung gegen steigende Strompreise erfolgen. Dabei

Analyse der Messdaten hinsichtlich Gleichzeitigkeit von PV-

ist es nicht das primäre Ziel der Betreiber, sich komplett vom

Erzeugung und Hausverbrauch ein theoretischer Netzbezug

78

Das Intensiv-Monitoring

5 Das Intensiv-Monitoring 5.2.3 Auswertung der täglichen Zyklisierung und der Batterieeffizienz

ermitteln, der im betrachteten Haushalt ohne Speichersys-

kurzen Phasen von Netzbezug und infolgedessen zu gemin-

tem aufgetreten wäre. Über die oben dargestellte Formel

derten Autarkiegraden.

kann unmittelbar der Autarkiegrad "ohne Speicher" ermittelt werden. Im Gegensatz zur Berechnung der Eigenverbrauchsquote schlägt sich eine Spitzenkappung der PVAnlage nicht im ermittelten Autarkiegrad nieder, da zur Berechnung nur der Netzbezug relevant ist: Zu Zeiten, in denen eine Abregelung der PV-Leistung stattfindet, wird kein Strom aus dem Netz bezogen.

Einfluss der Speichergröße In der Auswertung zeigt sich ebenfalls eine Korrelation zwischen nutzbarer Speicherkapazität und Autarkie. Große Speichersysteme leisten in sonnenreichen Zeiten einen deutlich höheren Beitrag als kleinere Systeme. Im Winter hingegen nivelliert sich der Vorteil der großen Speichersysteme, da die PV-Überschüsse in den meisten Fällen nicht

Steigerung der Autarkie

mehr ausreichen, um die größeren Speicher gänzlich zu

Der Verlauf des Autarkiegrades ist über das Jahr gesehen

füllen. Bei Blei-Systemen kommen im Winter erschwerend

konträr zum Verlauf der Eigenverbrauchsquote. Im Sommer

regelmäßige Erhaltungsladungen hinzu, die den Speicher

kann dank hoher PV-Erzeugung ein größerer Anteil des

vor Sulfatierung schützen sollen. Aufgrund der geringen

häuslichen Strombedarfs durch die PV-Anlage gedeckt

Sonneneinstrahlung kann dies in den meisten Fällen nicht

werden. Im Winter hingegen steigt zum einen der Strombe-

durch die PV-Anlage erfolgen und der Strom muss aus dem

darf in deutschen Haushalten üblicherweise an und zum

Netz bezogen werden.

anderen sinken die solaren Einstrahlungswerte auf einen Bruchteil der im Sommer üblichen Werte ab. Dennoch leis-

5.2.3

Auswertung der täglichen Zyklisierung und der Batterieeffizienz

ten in allen dargestellten Fällen die Speichersysteme einen nennenswerten Beitrag zur Steigerung der bilanziellen Un-

Für Betreiber von Heimspeichern ist es aus wirtschaftlichen

abhängigkeit des Haushaltes vom öffentlichen Stromnetz.

Gründen wünschenswert, eine möglichst hohe Ausnutzung

Den größten Effekt erzielen die Speicher jedoch in den son-

ihrer Batteriekapazität zu erreichen. Rechnerisch lässt sich

nenreichen Monaten von April bis September.

die Ausnutzung der Batteriekapazität durch Angabe der äquivalenten Vollzyklen beschreiben. Dieser Wert gibt an,

Limitierung der Erhöhung des Autarkiegrades

wie oft ein System in einem betrachteten Zeitraum theore-

Auffällig ist, dass auch im Sommer keiner der untersuchten

tisch hätte vollständig ge- und wieder entladen werden kön-

Haushalte eine hundertprozentige Unabhängigkeit erreicht.

nen - Teilzyklen werden dabei zu Vollzyklen aufaddiert. Die

Die Speicher und auch die PV-Anlagen sind nicht dafür

Haltbarkeit von PV-Heimspeichersystemen wird häufig mit

ausgelegt, mehr als einen Tag bei schlechten Wetterbedin-

einer (hohen) Anzahl an garantierten Zyklen beworben. So

gungen überbrücken zu können. Dementsprechend kann im

werden teilweise enorm hohe Lebensdauern für die Spei-

Zeitraum von einem Monat typischerweise keine vollständi-

chersysteme suggeriert. Batteriespeicher altern allerdings

ge Autarkie erzielt werden. Darüber hinaus treten die glei-

nicht nur durch den Grad ihrer Ausnutzung, sondern auch

chen Effekte wie bei der Eigenverbrauchsquote auf: Auf-

rein kalendarisch – unabhängig von ihrer zyklischen Belas-

grund von Regelungenauigkeiten und Totzeiten reagieren

tung.

die Speichersysteme nicht ideal auf Last- und Erzeugungswechsel. Dementsprechend kommt es immer wieder zu

Das Intensiv-Monitoring

79

5 Das Intensiv-Monitoring 5.2.3 Auswertung der täglichen Zyklisierung und der Batterieeffizienz

© ISEA RWTH Aachen

© ISEA RWTH Aachen

© ISEA RWTH Aachen

© ISEA RWTH Aachen

Abbildung 5.8: Darstellung des Autarkiegrades im Jahresverlaufvon 4 ausgewählten Speichersystemen. Die rot gestrichelten Linien kennzeichnen den durchschnittlichen Autarkiegrad über das Jahr ohne (innen) und mit Speicher (außen). Oben links: = 6,50 kWp, Stromverbrauch = 5.703 kWh, = 8,00 kWh Oben rechts: = 9,94 kWp, Stromverbrauch = 5.114 kWh, = 7,02 kWh Unten links: = 6,24 kWp, Stromverbrauch = 5.558 kWh, = 2,00 kWh Unten rechts: = 9,80 kWp, Stromverbrauch = 6.259 kWh, = 9,20 kWh

80

Das Intensiv-Monitoring

5 Das Intensiv-Monitoring 5.2.3 Auswertung der täglichen Zyklisierung und der Batterieeffizienz

Es ist daher für potenzielle Betreiber eines Speichers wichtig

Vollzyklen erreicht: Im Winter reicht aufgrund reduzierter

zu wissen, wie lange der Speicher betrieben werden müsste,

Sonneneinstrahlung der erzeugte PV-Überschuss nicht

um die seitens des Herstellers beworbenen Zyklen erreichen

aus, um den Speicher vollständig zu füllen. Im Sommer

zu können. Die Anzahl der erreichbaren äquivalenten Voll-

kann es dagegen vorkommen, dass der Speicher über

zyklen eines Speichersystems hängt dabei stark von der

Nacht nicht komplett entladen wird, da der Haushalt im

Dimensionierung des Gesamtsystems aus PV-Anlage,

Sommer insgesamt weniger Strom benötigt und zudem

Haushaltslast und Batteriespeicher ab:

die Nächte als Zeiträume fehlender solarer Einstrahlung





deutlich kürzer sind. Ein tendenziell klein ausgelegtes Speichersystem kann, bezogen auf seine Kapazität, öfter vollständig zyklisiert

Jahresverlauf der monatlichen Batteriezyklen

werden, da hierzu geringere Energiemengen erforderlich

In Abbildung 5.9 wird beispielhaft für eines der vermessenen

sind. Im Gegenzug wirkt sich ein kleiner Speicher weni-

Speichersysteme der Jahresverlauf der monatlichen äquiva-

ger stark auf den Eigenverbrauch und die Autarkie aus

lenten Vollzyklen dargestellt. Erkennbar ist, dass vor allem in

(siehe Kapitel 5.2.1 und 5.2.2).

den Wintermonaten das Speichersystem nur zu einem ge-

Wird der Speicher im Vergleich zur PV-Anlage und

ringen Teil ausgelastet ist. Aufgrund des niedrigen Sonnen-

Haushaltslast sehr groß dimensioniert, so steigen Eigen-

höchststandes, der kürzeren Tage und der höheren Be-

verbrauchsquote und Autarkiegrad stärker an. Im Jah-

deckungsgrade und Niederschlagsmengen reicht die solare

resverlauf werden dadurch aber tendenziell weniger

Einstrahlung nicht aus, um das Speichersystem regelmäßig

© ISEA RWTH Aachen

Abbildung 5.9: Darstellung des jährlichen Verlaufs der monatlichen Vollzyklen anhand eines der vermessenen Speichersysteme. = 9,80 kWp, = 8761 kWh, = 9,20 kWh.

Das Intensiv-Monitoring

81

5 Das Intensiv-Monitoring 5.2.3 Auswertung der täglichen Zyklisierung und der Batterieeffizienz

vollzuladen. Daher können in den Wintermonaten nur gerin-

Berücksichtigung des lokalen Hausverbrauchs einen maß-

ge Zyklenzahlen erreicht werden, solange der PV-Generator

geblichen Einfluss auf die Auslastung des Speichers:

nicht deutlich überdimensioniert wird. Im Sommer hingegen wird die Batterie stärker ausgelastet. Trotz der höheren PV-



sionierte PV-Anlage führt vor allem in den sonst eher

Erzeugung als im Winter wird ein voller Zyklus jedoch nicht

sonnenarmen Wintermonaten zu einer regelmäßigeren

täglich durchfahren. Zum einen ist selbst im Sommer selten

Beladung der Batterie und kann dadurch einen starken

ein voller Monat mit optimalen Einstrahlungsbedingungen zu erwarten und zum anderen reicht der Hausverbrauch in dieser Jahreszeit mitunter nicht aus, um einen verhältnismäßig großes Speichersystem vollständig über Nacht zu entladen. Über das gesamte Jahr hat das dargestellte Speichersystem 182 Zyklen durchfahren.

Eine in Bezug auf den Hausverbrauch sehr groß dimen-

Einfluss auf die Zyklenzahlen haben. 

Dementsprechend führt ein sehr groß dimensionierter Speicher dazu, dass das System im Winter durch die PV-Anlage häufiger nicht vollständig geladen und im Sommer durch den Hausverbrauch mitunter nachts nicht vollständig entladen wird. Infolgedessen sinken die mo-

Äquivalente Vollzyklen in Abhängigkeit der Systemaus-

natlichen Zyklenzahlen tendenziell mit steigender Spei-

legung

chergröße.

Der in Abbildung 5.9 gezeigte Jahresverlauf ist qualitativ

In Abbildung 5.10 sind die jährlichen äquivalenten Vollzyklen

systemunabhängig. Dennoch hat die Auslegung des Ge-

der 20 im Feld vermessenen Speichersysteme in Abhängig-

samtsystems aus PV-Anlage und Speichersystem unter

keit des Verhältnisses von PV-Anlagennennleistung zu Jah-

© ISEA RWTH Aachen

Abbildung 5.10: Verteilung der Vollzyklen aller 20 vermessenen Speicher über das Verhältnis von PV-Anlagengröße zur Speichergröße. 82

Das Intensiv-Monitoring

5 Das Intensiv-Monitoring 5.2.3 Auswertung der täglichen Zyklisierung und der Batterieeffizienz

resstromverbrauch dargestellt. Da manche Systeme zum

zu höheren Zyklenzahlen dar: Im Sommer schafft es ein

Zeitpunkt der Auswertung noch kein ganzes Jahr Bestandteil

durchschnittlicher Haushalt nicht mehr, den Speicher oft

der intensiven Vermessung waren, wurden die Zyklenzahlen

genug vollständig zu entladen, um eine hohe Anzahl an

dieser Systeme unter Berücksichtigung saisonaler Effekte

äquivalenten Vollzyklen zu erreichen.

auf ein gesamtes Jahr hochskaliert. Erkennbar ist eine positive Korrelation zwischen der Zyklenzahlen und dem Verhältnis der PV-Anlage zum Speicher (PV-Anlage / Speichergröße). Sehr kleine Speichersysteme können dementsprechend eine sehr hohe Ausnutzung ihrer nutzbaren Kapazität und über 300 äquivalente Vollzyklen pro Jahr erzielen. Bei sehr großzügig dimensionierten Speichern werden hingegen mitunter weit weniger als 200 äquivalenten Vollzyklen pro Jahr erreicht.

Hinsichtlich der Lebensdauer der Systeme bedeuten höhere jährliche Zyklenzahlen nicht automatisch eine verkürzte zeitliche Lebensdauer. Manche Hersteller betonen in ihren Werbematerialien jedoch hohe garantierte bzw. erreichbare äquivalente Vollzyklen. Dabei ist aber zu beachten, dass Batteriespeicher grundsätzlich zwei getrennten Alterungsmechanismen unterliegen. Neben der (belastungsabhängigen) zyklischen Alterung findet die kalendarische Alterung weitestgehend unabhängig von der tatsächlichen Ausnut-

Für das Erreichen sehr großer Zyklenzahlen ist vor allem die

zung der Batterie statt und wird hauptsächlich durch den

nutzbare Kapazität des Speichers relevant. Selbst bei einer

Ladezustand sowie die Temperatur der Batterie bestimmt.

sehr leistungsstarken PV-Anlage in Kombination mit einem großen Speicher stellt der Hausverbrauch die Begrenzung

Abbildung 5.11 zeigt die verbleibenden äquivalenten Vollzyklen in Abhängigkeit von den Betriebsjahren. Als Startwert

© ISEA RWTH Aachen

Abbildung 5.11: Restzyklen in Abhängigkeit der ermittelten realistischen äquivalenten Vollzyklen pro Jahr.

Das Intensiv-Monitoring

83

5 Das Intensiv-Monitoring 5.2.3 Auswertung der täglichen Zyklisierung und der Batterieeffizienz

werden hierbei 10.000 Ladezyklen angenommen, die von

Erhöhung des Eigenverbrauchs eingesetzt wird. Innerhalb

einem marktführenden Speichersystemhersteller angegebe-

dieses Zeitraums ist jedoch ein Ausfall des Speichers auf-

nen werden. Je nach getroffener Annahme über die jährli-

grund kalendarischer Alterung oder eines anderen elektroni-

chen Vollzyklen eines Speichersystems (siehe Ergebnisse

schen Defektes im Speicher wahrscheinlich. Die Alterungs-

aus Abbildung 5.10) ergeben sich nach der zehnjährigen

reserven des Speichers können jedoch innerhalb der kalen-

Zeitwertersatzgarantie 7.000 bis 8.500 theoretisch mögliche

darischen Lebensdauer für zusätzliche Anwendungen, wie

Restzyklen. Erkennbar ist, dass selbst nach einer zwanzig-

zum Beispiel die Bereitstellung von Regelenergie, verwendet

jährigen Betriebsdauer keines der im Feld vermessenen

werden.

Speichersysteme die angegebenen 10.000 äquivalenten Vollzyklen erreichen kann, wenn das System lediglich zur Tabelle 5.3: Übersicht der Vollzyklen und Batterieeffizienz der 20 vermessenen Speichersysteme.

84

System

Tage [d]

Ladung [kWh]

Entladung [kWh]

Vollzyklen [#]

Vollzyklen pro Jahr [1/a]

Eta Batterie [%]

1

285

555

516

258

331

93

2

561

1010

961

481

313

95

3

278

493

469

234

308

95

4

355

603

574

287

295

95

5

508

877

819

410

294

93

6

217

335

323

161

271

96

7

339

2737

2537

242

260

93

8

280

1778

1548

194

252

87

9

171

759

692

115

246

91

10

458

1499

1421

309

246

95

11

309

1661

1446

206

243

87

12

562

3287

3133

341

221

95

13

520

2655

2362

295

207

89

14

714

3901

3187

398

204

82

15

508

2850

2173

272

195

76

16

472

2262

1947

243

188

86

17

634

2491

2272

324

186

91

18

561

2682

2568

279

182

96

19

549

2463

2330

253

168

95

20

216

866

823

89

151

95

Das Intensiv-Monitoring

5 Das Intensiv-Monitoring 5.2.3 Auswertung der täglichen Zyklisierung und der Batterieeffizienz

Die Daten zeigen, dass bei einer 1:1 Auslegung von PV-

Batterien über den Messzeitraum. Die Messung der Ener-

Anlagengröße zu nutzbarer Speicherkapazität äquivalente

giemengen erfolgte an den Batterieanschlüssen auf der

Vollzyklen in einem Bereich von etwa 180 bis 250 Vollzyklen

Gleichstromseite im Speichersystem. Abbildung 5.12 stellt

realisiert werden. In Tabelle 5.3 sind die Ergebnisse der

die Ergebnisse hinsichtlich der elektrochemischen Verluste

Auswertungen in ausführlicher Form dargestellt.

in den Batterien (ohne Berücksichtigung der leistungselektronischen Komponenten) gesondert dar. Die Spannweite der

Insgesamt zeigt sich, dass eine hohe Auslastung der Batterie über die Lebensdauer des Speichers zur Wirtschaftlichkeit beiträgt. Dies muss jedoch immer im Kontext der Steigerung von Eigenverbrauch und Autarkie gesehen werden, die die Käufer eines Speichers anstreben. Denn Speichersysteme mir geringer Kapazität haben absolut gesehen trotz der höheren Batterieausnutzung einen geringeren Effekt auf den Eigenverbrauch und die Autarkie eines Haushalts als Speichersysteme mit größerer Kapazität.

beobachteten Wirkungsgrade reicht dabei über den gesamten Betrachtungszeitraum hin von knapp 96 % in der Spitze bis hinab zu unter 77 %. Wie in den vorherigen Jahresberichten wird auf eine explizite Benennung der Systemhersteller verzichtet. Denn das Ziel dieser Auswertung ist, einen Überblick über die realistisch zu erwartenden Effizienzen zu gewinnen. Qualitativ lässt sich jedoch sagen, dass LithiumIonen-Batterien tendenziell eine höhere Effizienz als BleiSäure-Batterien aufweisen. Aber auch innerhalb der Lithium-

Effizienz der untersuchten Batterien

Ionen-Zelltechnologien lässt sich eine Abstufung der Effizi-

Tabelle 5.3 enthält neben den Informationen zu den Zyklen-

enz zwischen LiFePO4 (Lithium-Eisenphosphat: tendenziell

zahlen ebenfalls die energetische Effizienz der installierten

geringere Wirkungsgrade) und NMC (Nickel-Mangan-Cobalt:

© ISEA RWTH Aachen

Abbildung 5.12: Effizienz der Batterien über den gesamten Messzeitraum absteigend sortiert.

Das Intensiv-Monitoring

85

5 Das Intensiv-Monitoring 5.2.4 Wirkungsgrade der Energiepfade

tendenziell höhere Wirkungsgrade) feststellen.

Im Folgenden werden als Ergänzung zu den im Leitfaden definierten Labormessungen einige Wirkungsgradkurven

5.2.4

Wirkungsgrade der Energiepfade

Die Effizienz der Energiewandlung spielt für die Wirtschaft-

ausschließlich aus den hochauflösenden Feldmessdaten des Intensiv-Monitorings bestimmt.

lichkeit und Nachhaltigkeit von Solarstromspeichern eine wichtige Rolle, denn jede im Speicher verlorene Kilowatt-

Definition der funktionalen Energiepfade

stunde Solarstrom muss nachts durch vergleichsweise teu-

Um die unterschiedlichen am Markt verfügbaren Systemto-

ren Netzstrom ersetzt werden. Wirkungsgrade von Spei-

pologien miteinander vergleichbar zu machen, werden zur

chersystemen sind damit auch ein relevantes Unterschei-

Beschreibung der Teilwirkungsgrade nicht die einzelnen

dungskriterium für Endkunden. Doch während die Angabe

Komponenten der Speichersysteme, sondern funktionale

vergleichbarer Wirkungsgradkurven in den Datenblättern bei

Energiepfade betrachtet. Dieses "Blackbox-Modell" ermög-

PV-Wechselrichtern seit langem Standard ist („Europäischer

licht eine vollständige Beschreibung von PV-Speichern an-

Wirkungsgrad“), fehlte es bisher an klar definierten Min-

hand ihrer Ein- bzw. Ausgänge und ist nicht auf (technisch

destangaben im Bereich der Heimspeicher. Stattdessen

zum Teil aufwändige) Messungen der Zwischenkreisspan-

werden bei PV-Speichern heute noch oft missverständliche

nungen und -ströme bei DC-gekoppelten Speichersystemen

Angaben wie beispielsweise „maximaler Batteriewirkungs-

angewiesen. Eine ausführliche Beschreibung der gewählten

grad“ hervorgehoben, die jedoch keinen Rückschluss auf die

Energiepfade erfolgte bereits im Jahresbericht 2016 [28]. Im

tatsächliche Performance des Speichersystems im realen

Folgenden werden daher nur die wichtigsten Definitionen

Betrieb erlauben.

zusammenfassend dargestellt.

Effizienzleitfaden PV-Speicher

Der Energiepfad PV2AC beschreibt die Direkteinspeisung

Aufgrund der zahlreichen am Markt vertretenen Speicherto-

der PV-Anlage in das Stromnetz bzw. zur Deckung der

pologien (siehe Kapitel 5.1.3), ist die Definition eines einheit-

Haushaltslast. Dieser Pfad tritt typischerweise überwiegend

lichen und fairen Verfahrens zur Wirkungsgradbestimmung

nachmittags auf, wenn der Batteriespeicher bereits vollstän-

ein komplexes Unterfangen. Zahlreiche Forschungsprojekte

dig geladen ist und somit keine zusätzliche Solarenergie

- darunter auch das Speichermonitoring - haben in diesem

aufnehmen kann. Bei intelligenten Batteriespeichern tritt

Kontext in den letzten Jahren umfangreiche Messungen an

dieser Fall darüber hinaus auch vormittags auf, wenn das

PV-Speichern durchgeführt und Vorschläge zu möglichen

Energiemanagementsystem des Speichers zur Vorhaltung

Bewertungsverfahren erarbeitet. Die laufenden Forschungs-

von Batteriekapazitäten für die Mittagsspitze von einem

bemühungen wurden seit Mitte 2015 in der „Arbeitsgruppe

vorzeitigen Vollladen der Batterie absieht.

Speicherperformance“ gebündelt: In Zusammenarbeit mit 10 Forschungseinrichtungen, 4 Prüfinstituten, 6 Herstellern sowie 3 Fachverbänden wurde im März 2017 der „Effizienzleitfaden für PV-Speichersysteme“ veröffentlicht [44]. Der Leitfaden beschreibt die einheitliche Messung der Energieef-

Der Energiepfad PV2Bat beschreibt die Ladung der Batterie durch die PV-Anlage. Dieser Energiepfad tritt typischerweise in den Mittagsstunden auf, wenn die PV-Erzeugung die Haushaltslast übersteigt und die überschüssige Energie in den Speicher geleitet wird.

fizenz von PV-Speichersystemen aller gängigen Topologien.

86

Das Intensiv-Monitoring

5 Das Intensiv-Monitoring 5.2.4 Wirkungsgrade der Energiepfade

Der Energiepfad Bat2AC beschreibt die Ausspeicherung

sche Wirkungsgradkurve samt der zugrundeliegenden Da-

von Energie aus der Batterie in den Haushalt. Dies ge-

tenbasis und der methodenbedingten Stichprobenstreuung

schieht vorwiegend in den Abend- und Nachtstunden.

(empirische Standardabweichung). Es zeigt sich, dass die auftretenden Stichprobenstreuungen bei einer durchschnitt-

Methodik der Auswertung Statistisch gesehen durchfährt ein PV-Speichersystem im Verlauf eines hinreichend langen Zeitraums mehrfach alle technisch möglichen Betriebszustände. Anhand der hochauflösenden Feldmessungen können so statistische Aussagen über die tatsächlich erreichten Wirkungsgrade in den einzelnen Betriebspunkten getroffen werden. Um aus den Messreihen der einzelnen Speichersysteme reproduzierbare Wirkungsgradkurven erzeugen zu können, ist eine umfang-

lichen Datenmenge von rund 56.000 Messwerten pro Arbeitspunkt

im

Mittel

in

einer

Größenordnung

von

0,5 Prozentpunkten des Wirkungsgrades liegen. Insbesondere im unteren Leistungsbereich treten jedoch teilweise höhere Streuungen auf. Dies ist auf die begrenzte Messgenauigkeit der verwendeten Messgeräte in den diesen Leistungsbereichen zurückzuführen. Eine ausführlichere Vorstellung der verwendeten Messsysteme findet sich im Jahresbericht 2016 [28].

reiche Datenaufbereitung erforderlich, die bereits im Jahresbericht 2016 vorgestellt wurde [28]. Zum besseren Verständnis der im Folgenden dargestellten Ergebnisse zeigt Abbildung 5.13 zunächst eine exemplari-

© ISEA RWTH Aachen

Abbildung 5.13: Exemplarische Darstellung der aus den Feldmessungen berechneten Wirkungsgrade. Stichprobenstreuung (oben) und der Datengrundlage (unten). Das Intensiv-Monitoring

87

5 Das Intensiv-Monitoring 5.2.4 Wirkungsgrade der Energiepfade

Wirkungsgrade des Pfads PV2AC

kungsgrade oberhalb von 95 % erreichen und somit einen

Die Wirkungsgrade des Pfads PV2AC („Direkteinspeisung

effizienten Betrieb des Erzeugungssystems begünstigen.

der PV-Anlage“) sind in Abbildung 5.14 in anonymisierter

Die größten Unterschiede zwischen den Wirkungsgraden

Form dargestellt. Um Systeme unterschiedlicher Leistungs-

liegen im Teillastbereich: Während die maximal Spreizung

klassen miteinander vergleichen zu können, sind die Wir-

der Kurvenschar oberhalb von 50 % der Nennleistung gera-

kungsgrade jeweils in Abhängigkeit der normierten Aus-

de einmal ca. 5 Prozentpunkte beträgt, ergeben sich bei

gangsleistung der Wechselrichter aufgetragen. Die erreich-

10 % der Nennleistung Wirkungsgradunterschiede von mehr

baren Wirkungsgrade dieses Energiepfades sind für die

als 10 Prozentpunkten zwischen den vermessenen Syste-

Gesamteffizienz des PV-Speichersystems von besonderer

men. Bei der Betrachtung des Pfades PV2AC ist zu beach-

Bedeutung, da bei typischen Systemauslegungen hier die im

ten, dass die Wirkungsgrade bei AC-gekoppelten Speicher-

Jahresverlauf höchsten Energiemengen übertragen werden.

systemen

ausschließlich

auf

den

verwendeten

PV-

Wechselrichter zurückzuführen sind und somit keine AufDie ermittelten Wirkungsgradkurven weisen die für leistungselektronische Bauelemente typische Ausprägung von verhältnismäßig niedrigen Wirkungsgraden im Teillastbereich unterhalb von 20 % ihrer Nennleistung und höheren Werten bei größeren Leistungen auf. Es zeigt sich, dass die

schlüsse über die Qualität des eigentlichen Speichersystems geben. Des Weiteren müssen mögliche Messungenauigkeiten (vor allem bei kleinen Leistungen) berücksichtigt werden. Diese könnten dazu führen, dass die ermittelten Wirkungsgrade als zu hoch oder zu niedrig bewertet werden.

meisten Wechselrichter ab 40 % ihrer Nennbelastung Wir-

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Abbildung 5.14: Wirkungsgrade des Pfads PV2AC von verschiedenen Systemen.

88

Das Intensiv-Monitoring

5 Das Intensiv-Monitoring 5.2.4 Wirkungsgrade der Energiepfade

Wirkungsgrade des Pfads BAT2AC

tungsbereich 7 bis 10 Prozentpunkt darunter. In höheren

Die Wirkungsgrade des Pfads BAT2AC (Entladung des

Leistungsbereichen erzielen diese Systeme Wirkungsgrade

Speichers) sind in Abbildung 5.15 in anonymisierter und

von etwa 92 % während die übrigen Speicher zwischen

normierter Form dargestellt. Da die Entladung von Speicher-

93 % und 96 % liegen.

systemen zur Deckung der Haushaltslast überwiegend in

Wirkungsgrade des Pfads PV2BAT

den Abend- und Nachtstunden bei kleinen Leistungen erfolgt (siehe Kapitel 5.2.5), ist ein hoher Teillastwirkungsgrad hier von besonderer Bedeutung.

In Abbildung 5.16 sind die Wirkungsgradkurven von 6 der im Feld untersuchten Speichersysteme auf dem Pfad PV2Bat (Laden der Batterie durch die PV-Anlage) grafisch darge-

Analog zu den Wirkungsgraden des Pfads PV2AC zeigt sich

stellt. Zwischen dem besten und dem schlechtesten Spei-

ein Verlauf mit tendenziell niedrigen Wirkungsgraden im

chersystem zeigt sich über den gesamten Leistungsbereich

Teillastbereich und mit hohen Wirkungsgraden in den übri-

ein erheblicher Unterschied in den erreichbaren Effizienzen.

gen Leistungsbereichen. Auffällig ist jedoch, dass beim Pfad

Während das beste Speichersystem über den gesamten

BAT2AC signifikant größere Unterschiede in den erreichten

Leistungsbereich Wirkungsgrade oberhalb von 90 % errei-

Wirkungsgraden als beim Pfad PV2AC auftreten: Während

chen kann, wandeln die schlechteren Speichersysteme den

der Großteil der Speichersysteme bereits bei 20 % der

Solarstrom in diesem Energiepfad mit Wirkungsgraden von

Nennleistung Wirkungsgrade oberhalb von 93 % erreichen,

nur 70 bis 85 % um. Unter Berücksichtigung der zusätzli-

liegt die Effizienz zweier Speichersysteme in diesem Leis-

chen Verluste der elektrochemischen Wandlung sowie der

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Abbildung 5.15: Wirkungsgrade des Pfads BAT2AC von verschiedenen Systemen.

Das Intensiv-Monitoring

89

5 Das Intensiv-Monitoring 5.2.4 Wirkungsgrade der Energiepfade

Entladeelektronik (BAT2AC) ergeben sich damit Roundtrip-

Im Jahresbericht 2016 wurde der Einfluss der Batterielade-

Wirkungsgrade von weniger als 75%. Dies ist im Sinne einer

zustände auf die Wirkungsgrade der Pfade PV2BAT und

nachhaltigen Stromnutzung nicht erstrebenswert und hat

BAT2AC anhand von Labormessungen evaluiert [28]. Es

auch negative Auswirkungen auf den wirtschaftlichen Be-

konnte gezeigt werden, dass der Einfluss des Batterielade-

trieb des Gesamtsystems.

zustands auf den Wirkungsgrad bei den betrachteten Speichersystemen gering ist. Dies ist vor allem auf die verhält-

Einfluss des Batterieladezustandes auf die Messergebnisse des Pfades PV2BAT und BAT2AC Die Wirkungsgrade von leistungselektronischen Bauteilen sind nicht nur von den übertragenen Leistungen abhängig, sondern auch von den jeweils gegebenen Eingangs- und Ausgangsspannungen.

Geringe

nismäßig geringen Spannungsunterschiede zwischen geund entladenen Batterien zurückzuführen. Für Hochvoltspeichersysteme, bei denen eine höhere Anzahl Batteriezellen in Serie geschaltet werden, gilt diese Aussage jedoch unter Umständen nicht mehr.

Spannungsunterschiede

zwischen Ein- und Ausgang der leistungselektronischen Wandler begünstigen dabei hohe Wandlungseffizienzen. Da die Spannung einer vollgeladenen Batterie näher an der Zwischenkreisspannung von Wechselrichtern ist (typischerweise größer als 350 V), sollte die Effizienz der Wandlungspfade PV2BAT und BAT2AC dadurch begünstigt werden.

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Abbildung 5.16: Wirkungsgrade des Pfads PV2BAT von verschiedenen Systemen.

90

Das Intensiv-Monitoring

5 Das Intensiv-Monitoring 5.2.5 Belastungshäufigkeiten der Speicher

Belastungshäufigkeiten der Speicher

(Abszissenwert) der Nennleistung des Speichersystems

Dezentrale Solarstromspeicher sehen sich im Verlauf eines

übertragen wird. Im Umkehrschluss werden demnach ledig-

Tages unterschiedlichen Belastungsszenarien ausgesetzt,

lich 40 % der Energie bei Leistungswerten oberhalb von

die jeweils einen Einfluss auf die erreichbaren Wirkungsgra-

20 % der Nennleistung übertragen. Der Zeitraum der Aus-

de des Gesamtsystems haben können (siehe Kapitel 5.2.4).

wertung ist für alle Speichersysteme jeweils ein volles Jahr

Zur Verdeutlichung werden in Abbildung 5.17 (Entladung

(Mai 2016 bis April 2017).

5.2.5

des Speichers) und Abbildung 5.18 (Ladung des Speichers)

Analyse des typischen Entladeverhaltens

die hochauflösenden Messdaten mehrerer Speichersysteme exemplarisch miteinander verglichen. Die beiden Abbildungen zeigen jeweils die energetisch gewichtete Dichtefunktion der DC-Batterieleistung (oben) sowie ihre kumulierte Verteilungsfunktion (unten). Während die Dichtefunktion den relativen Anteil der übertragenen Energie bei einer bestimmten Leistung angibt, beschreibt die die Verteilungsfunktion das Integral der Dichtefunktion. Der eingezeichnete Hilfspunkt in Abbildung 5.17 (unten) zeigt beispielsweise, dass beim dort untersuchten Speichersystem 60 % der elektrischen Energie

Die Dichte und die Verteilungsfunktion der Entladungen der unterschiedlichen Systeme sind in Abbildung 5.17 dargestellt. Eine Gemeinsamkeit der Speicherbelastungen im Entladefall ist, dass der Großteil der auftretenden Entladeleistungen bei allen betrachteten Systemen überwiegend unterhalb der halben Nennleistung der Speichersysteme auftritt. Im Extremfall werden über 65 % der aus dem Speichersystem entnommenen Energie bei Leistungen unterhalb von 20 % der Nennleistung des Batteriewandlers umgesetzt.

(Ordinatenwert) bei Entladeleistungen von weniger als 20 %

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Abbildung 5.17: Belastungshäufigkeiten verschiedener Systeme bei der Entladung. Dichtefunktion (oben) und Verteilungsfunktion (unten). Das Intensiv-Monitoring

91

5 Das Intensiv-Monitoring 5.2.5 Belastungshäufigkeiten der Speicher

Des Weiteren weisen alle betrachteten Speichersysteme bei

Analyse des typischen Ladeverhaltens

der Entladung lokale Belastungsmaxima nahe der Nennleis-

Abbildung 5.18 zeigt, dass alle betrachteten Speichersyste-

tung des Speichersystems auf. Diese lassen sich durch alle

me lokale Maxima im Bereich der maximalen Leistung ihres

Residuallasten erklären, die größer oder gleich der maxima-

Batteriewandlers aufweisen. Dort ergibt sich jeweils ein

len Leistung des Speichersystems sind. Denn in diesen

hoher Energieumsatz von rund 30 % der übertragenen Ge-

Fällen entlädt das Speichersystem jeweils mit voller Leis-

samtenergie. Des Weiteren treten bei allen Systemen zeit-

tung.

lich begrenzt Messwerte oberhalb der Nennleistung auf.

Neben den Gemeinsamkeiten zwischen den verschiedenen Systemen lassen sich jedoch auch Unterschiede erkennen.

Diese können als die im Datenblatt angegebene temporäre Überlastfähigkeit der Elektronik eingeordnet werden.

Dies wird insbesondere durch die voneinander abweichen-

Die Ladecharakteristika der verschiedenen Speichersysteme

den Verteilungsfunktionen deutlich. Der Grund hierfür sind

unterscheiden sich im Gegensatz zu denen der Entladung

die individuellen Lastprofile der Haushalte. Neben Unter-

weniger voneinander. Dies wird insbesondere bei Betrach-

schieden, die durch den Alltag der jeweiligen Speicherbe-

tung der Verteilungsfunktionen ersichtlich, die einen einheit-

treiber bedingt werden, können auch charakteristische Ver-

lichen Verlauf aufweisen.

braucher wie Elektroautos, Wärmepumpen oder Durchlauferhitzer einen signifikanten Einfluss auf die individuelle Belastung des Speichersystems haben.

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Abbildung 5.18: Belastungshäufigkeiten verschiedener Systeme bei der Ladung. Dichtefunktion (oben) und Verteilungsfunktion (unten). 92

Das Intensiv-Monitoring

5 Das Intensiv-Monitoring 5.2.6 Betriebsverhalten der Speicher

Aufgrund unterschiedlicher Regelstrategien der Speicher-

Betriebszustände zusammen mit ihrer jeweiligen Ausprä-

systeme treten beim Laden der Batterie definierte Maxima

gung in den Streudiagrammen. Anhand dieser beispielhaften

des Energieumsatzes bei weiteren Leistungen auf (siehe

Vorlagen können die Messergebnisse der realen Speicher

auch Kapitel 5.2.6). So werden beispielsweise einige Lithi-

schneller zugeordnet werden.

um-Ionen-Batterien mit einer mehrstufigen Konstantleistungsladephase beaufschlagt, während Systeme mit BleiSäure-Batterien zur Verbesserung ihrer Lebensdauer regelmäßig Erhaltungsladungen im kleinen Leistungsbereich vornehmen. Eine typische Konstantleistungsladephase ist beispielsweise bei der in Gelb aufgetragenen Verteilung der Speichersystemleistung um 45 % der Nennleistung zu erkennen (Abbildung 5.18). Des Weiteren ist bei einigen Systemen im kleineren Leistungsbereich auch die Versorgung der Batterie- und Energiemanagementsysteme aus dem Stromnetz zu erkennen.

5.2.6

Betriebsverhalten der Speicher

Die untersuchten Speichersysteme unterscheiden sich nicht nur hinsichtlich ihrer technischen Eigenschaften, sondern auch bezüglich der Lade- und Entladestrategien, dem Verhalten bei Erreichen markanter Ladezustände (0% und 100%) sowie bei längeren Ruhezeiten. Gerade in Hinblick auf die eingesetzten Batterietechnologien ergeben sich verschiedene Strategien, um eine möglichst hohe Batterielebensdauer im täglichen Einsatz des Speichers bei gleichzeitig optimaler Ausnutzung der Batteriekapazität zu erzielen. Im Jahresbericht 2016 erfolgte eine exemplarische Auswertung des Betriebsverhaltens von PV-Speichern anhand von Tagesverläufen [28]. Darauf aufbauend soll im Folgenden eine statistische Auswertung über größere Zeiträume erfolgen. Dazu wird die Ausgangsleistung der Speicher in Abhängigkeit der Residualleistung des Haushalts in Streudiagrammen (scatter plots) dargestellt. Um die Interpretation dieser eher abstrakten Ergebnisse zu vereinfachen, erfolgt im Folgenden zunächst eine Beschreibung der geläufigsten

Das Intensiv-Monitoring

93

5 Das Intensiv-Monitoring 5.2.6 Betriebsverhalten der Speicher

1 Speicher vollständig geladen oder vollständig entladen

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Ist der Speicher bei Erzeugungsüberschuss bereits vollständig geladen oder bei Erzeugungsdefizit vollständig entladen, kann keine Leistung bereitgestellt werden. Im Diagramm ergibt sich eine horizontale Gerade auf der xAchse:

2 Ideale Entladung

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Ein optimal geregeltes Speichersystem würde auf jede Änderung der Haushaltslast sofort mit einer Anpassung der Speicherleistung reagieren, sodass der Netzanschlusspunkt des Haushaltes stets auf 0 W Netzeinspeisung bzw. Netzbezug geregelt würde. Im Diagramm ergibt sich für die ideale Entladung somit eine Gerade mit der Steigung 1 im ersten Quadranten:

Arbeitspunkte links neben der in Blau eingezeichneten Linie bedeuten, dass der Speicher mehr ausspeist als angefordert wird und somit gespeicherten Solarstrom in das Stromnetz abgibt. Arbeitspunkte rechts neben der eingezeichneten Linie bedeuten, dass der Speicher die Haushaltslast nicht vollständig deckt. 3 Eigenverbrauchsoptimierung

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Die einfachste Regelungsmethode für Heimspeicher ist die eigenverbrauchsoptimierte Betriebsweise. Dabei lädt der Speicher zu jeder Zeit mit der maximal zur Verfügung stehenden Residualleistung. Im Diagramm ergibt sich so eine Gerade mit der Steigung 1 im dritten Quadranten:

Vorteil dieser Ladestrategie ist neben ihrer einfachen und robusten Implementierung, dass das Speichersystem die maximal zur Verfügung stehende Solarmenge nutzt. Problematisch ist, dass es eventuell zu Abregelungsverlusten kommen kann und die Batterie aufgrund ihres frühen Vollladezeitpunktes für lange Zeit bei hoher Spannung verweilt, was sich stark negativ auf die kalendarische Lebensdauer von Lithium-Ionen-Batterien auswirkt (siehe Jahresbericht 2016 [28]). 94

Das Intensiv-Monitoring

5 Das Intensiv-Monitoring 5.2.6 Betriebsverhalten der Speicher

4 Maximale Leistungsfähigkeit des Speichersystems

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Die horizontalen Enden der „Ideallinie“ kennzeichnen die maximalen Leistungswerte des Speichers und markieren somit das Leistungslimit des jeweiligen Speichersystems. Eine weitere Erhöhung der Residualleistung führt somit zu keiner weiteren Erhöhung der Speicherleistung.

5 Laden mit konstanter Leistung

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Ein Laden der Batterie mit konstanter Leistung wird im Diagramm durch eine horizontale Gerade im dritten Quadranten dargestellt:

Ein Laden mit konstanter Leistung erfolgt dabei typischerweise zur definierten Vollladung der Batterie nahe der Ladeschlussspannung (siehe Jahresbericht 2016 [28]).

6 Reduzierung der maximalen Einspeiseleistung

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Intelligente Speichersysteme sind dazu in der Lage, gezielt die Abregelung von PV-Leistung zu verhindern. Dazu wird die Batterie zur Mittagszeit nicht mit der maximal verfügbaren Leistung geladen, sondern so geregelt, dass die Abregelungsbedingung am Netzverknüpfungspunkt gerade eingehalten wird. Ein Heimspeicher mit einer PV-Anlage der Nennleistung , die auf 60% (Förderperiode 2013-2015) abgeregelt wird, würde daher wie folgt arbeiten:

So kann verhindert werden, dass der Speicher bereits vormittags vollgeladen wird und danach nicht mehr zur Aufnahme von solarer Spitzenleistung zur Verfügung steht. Darüber hinaus verweilt der Speicher länger auf einem niedrigeren Ladezustand mit geringerer Zellspannung, was sich positiv auf die Lebensdauer von Lithium-IonenBatterien auswirkt. Das Intensiv-Monitoring

95

5 Das Intensiv-Monitoring 5.2.6 Betriebsverhalten der Speicher

Abbildung 5.19 und Abbildung 5.20 stellen die Streudia-

PV-Abregelung kann nicht erkannt werden. Stattdessen

gramme des Betriebsverhaltens für insgesamt vier der im

können eine Reihe von Konstantleistungsphasen beobachtet

Feld installierten Speichersysteme dar. Dabei wurde aus

werden. Besonders auffällig sind die horizontalen Linien

methodischen Gründen zwischen AC- und DC-gekoppelten

zwischen 0 und 1 kW Ladeleistung. Diese Linien ziehen sich

Speichersystemen unterschieden:

sogar bis in den Bereich des Erzeugungsdefizites hinein.



Das bedeutet, dass der Speicher mit definierter Leistung Bei AC-gekoppelten Systemen ist auf der vertikalen Achse die Leistung am Anschlusspunkt des Speichers dargestellt. Auf der horizontalen Achse ist die Differenz aus der AC-seitigen PV-Erzeugung und des Stromver-

lädt, obwohl es gar keinen PV-Überschuss im Haushalt gibt. Denkbar sind hier Erhaltungsladungen des Speichers in Schlechtwetterphasen mit geringer solarer Einstrahlung oder regelmäßige Wartungsladungen.

brauchs des Haushaltes (exklusive Speicher) dargestellt. 

Bei DC-gekoppelten Speichersystemen lässt sich auf-

System B

grund der Topologie am AC-seitigen Speicherausgang

Abbildung 5.19 unten zeigt das statistische Betriebsverhal-

die Leistung nicht korrekt nach PV-Erzeugung und Batte-

ten von System B. Die Verteilung der Betriebspunkte unter-

rieleistung auftrennen. Daher wird auf der vertikalen

scheidet sich dabei deutlich von System A: Zwar folgt auch

Achse die Batterieleistung aufgetragen und auf der hori-

dieses System in vielen Fällen der Residuallast im Haushalt

zontalen

DC-seitiger

- während die Betriebspunkte bei System A jedoch über eine

PV-Erzeugung und des Stromverbrauchs des Haushal-

Achse

die

Differenz

aus

relativ weite Fläche gestreut sind, konzentrieren sie sich bei

tes (exklusive Speicher) dargestellt.

System B auf wenige Arbeitsgebiete bzw. Arbeitslinien. Im Gegensatz zu System A gibt es hier - abgesehen von den

Die unterschiedliche Normierung der vermessenen Systeme führt für DC-Speicher zu einer geringfügigen Verschiebung der Ergebnisse nach links und gleichzeitig zu einer leichten Streckung auf der vertikalen Achse. Dies beeinträchtigt jedoch nicht die qualitative Auswertbarkeit der Analyse. Die Messdaten für alle vier dargestellten Systeme entstammen dem Messzeitraum vom 01.06.2016 bis 31.08.2016. Der Zeitraum wurde so gewählt, dass vor allem das Verhalten der Systeme bezüglich der 60 % Einspeisebegrenzung bei PV-Anlagen mit KfW-geförderten Speichersystemen identifiziert werden kann. Dafür eignen sich die ausgewählten Sommermonate besonders gut.

leistungslimitiert bedingten horizontalen Linien - weniger residuallastunabhängige Betriebspunkte. Erkennbar ist eine Linie bei ca. -140 W. Hier lädt das Speichersystem die Batterie nach. Dieses Verhalten kann in den Messdaten häufig nach einer vollständigen Entladung des Systems beobachtet werden. Die Nachladung ist zudem unabhängig davon, ob es zum Zeitpunkt der Nachladung einen Erzeugungsüberschuss gibt, was daran erkennbar ist, dass die Linie bis in den vierten Quadranten (Ladung bei Erzeugungsdefizit) hinein reicht. Die zweite klar erkennbare horizontale Linie weist auf das Ladeverhalten des Speichers hin: Überschreitet die Batterie beim Laden einen definierten SOC, so wird

System A

die Ladeleistung begrenzt. Das bedeutet, dass selbst eine

Abbildung 5.19 oben zeigt das statistische Betriebsverhalten

ansteigende negative Residuallast (Erzeugungsüberschuss)

von System A. Das Speichersystem folgt im Bereich seiner

nicht zu einer erhöhten Ladeleistung führt. Stattdessen wird

Leistungsgrenzen

das Speichersystem mit einer definierten konstanten Leis-

weitestgehend

der

Residuallast

des

Haushalts. Eine „intelligente“ Regelung zur Vermeidung von 96

tung vollgeladen. Das Intensiv-Monitoring

5 Das Intensiv-Monitoring 5.2.6 Betriebsverhalten der Speicher

Die diagonale nach links verschobene Linie zwischen -6 kW

System D

und -10 kW Residuallast ist auf das netzdienliche Ladever-

Abbildung 5.20 unten zeigt das Betriebsverhalten des vier-

halten des Speichersystems zurückzuführen. Das System

ten Systemtyps. Auch dieses System folgt im Rahmen sei-

beginnt nicht direkt beim ersten PV-Überschuss am Morgen

ner Leistungsgrenzen überwiegend der Residualleistung im

zu laden, sondern startet die Ladung erst verzögert in der

Haushalt. Daneben gibt es eine breitere Verteilung der Be-

Mittagszeit. Die zu dem gezeigten Speicher zugehörige PV-

triebspunkte im Quadranten der Ladung bei Erzeugungs-

Anlage hat eine Nennleistung von 9,94 kWp. Durch Inan-

überschuss. Auffällig ist hierbei, dass es offenbar Bereiche

spruchnahme der KfW-Förderung ist der Betreiber von Spei-

gibt, die von der Regelung des Systems dabei gemieden

chersystem und Anlage verpflichtet seine Netzeinspeisung

werden: Zum einen treten abseits der „Ideallinie“ kaum Ar-

auf 60 % der Nennleistung seiner PV-Anlage zu begrenzen,

beitspunkte im Bereich zwischen 0 W und 220 W auf. Da-

also knapp 6 kW. Die diagonale Linie zeigt deutlich, wie das

rüber hinaus gibt es einen zweiten Bereich um 1 kW Entla-

Speichersystem ab genau diesem Erzeugungsüberschuss

deleistung herum, in dem eine deutlich verminderte Arbeits-

mit der Ladung der Batterie in Höhe der Differenz zwischen

punktdichte auftritt. Dieses Systemverhalten konnte bei allen

Erzeugungsüberschuss und Einspeisebegrenzung beginnt.

im Intensiv-Monitoring überwachten Speichern des Herstel-

System C

lers beobachtet werden.

Abbildung 5.20 oben stellt das Betriebsverhalten von System C dar. Auch hier lassen sich Unterschiede zu den vorangegangenen Systemen erkennen. Grundsätzlich folgt auch System C innerhalb seiner Leistungsgrenzen der im Haushalt auftretenden Residuallast. Die Verteilung der Arbeitspunkte auf dieser Linie – vor allem beim Laden - ist allerdings etwas breiter, als es z.B. bei System B der Fall ist. Auch hier findet sich eine Ladestufe bei ca. 200 W unabhängig von der Residualleistung. Im Gegensatz zu den vorher betrachteten Systemen reicht diese Ladestufe allerdings nicht in den Erzeugungsdefizit-Quadranten hinein, was bedeutet, dass mit dieser Leistung tatsächlich nur bei Erzeugungsüberschuss geladen wird. Im Entladefall zeigen sich definierte Stufen geringer Leistung unterhalb von 1 kW. Diese Stufen treten bei allen Modellen des untersuchten Systemtyps bei geringen Ladezuständen der Batterie auf. Die Entladeleistung wird dabei mit sinkendem Ladezustand nicht kontinuierlich abgesenkt, sondern stufenweise reduziert. Dies geschieht unabhängig von der Höhe der Residuallast.

Das Intensiv-Monitoring

97

5 Das Intensiv-Monitoring 5.2.6 Betriebsverhalten der Speicher

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Abbildung 5.19: Darstellung des Betriebsverhaltens der untersuchten Speichersysteme (1/2). 98

Das Intensiv-Monitoring

5 Das Intensiv-Monitoring 5.2.6 Betriebsverhalten der Speicher

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Abbildung 5.20: Darstellung des Betriebsverhaltens der untersuchten Speichersysteme (2/2). Das Intensiv-Monitoring

99

5 Das Intensiv-Monitoring 5.2.7 Netzrückwirkung durch Ramping

5.2.7

Netzrückwirkung durch Ramping

potenzials von speicherinduziertem Ramping kann durch

Mit dem in Kapitel 3.2.1 aufgezeigten Wachstum des Mark-

eine Gegenüberstellung der kumulierten Leistungen von PV-

tes für dezentralisierte PV-Heimspeichersysteme rückt auch

Anlagen mit und ohne Speicher erfolgen. Bis Ende 2016

der Aspekt der Netzkompatibilität dieser Systeme vermehrt

wurden in Deutschland ca. 53.600 Heimspeicher installiert

in den Fokus. Es ist wissenschaftlich belegt, dass Speicher-

(siehe Kapitel 3.2.1). Die durchschnittliche Kapazität der

systeme die PV-Aufnahmefähigkeit von Niederspannungs-

Speichersysteme betrug dabei ungefähr 6,5 kWh und die

netzen durch Spitzenkappung erhöhen können (siehe Kapi-

durchschnittliche Lade- bzw. Entladeleistung der Systeme

tel 1.3). Dennoch wird teilweise die Frage diskutiert, ob PV-

liegt unterhalb von 3,5 kW. Für ganz Deutschland resultiert

Speicher die Netzstabilität nicht auch gefährden können.

daraus eine kumulierte Speicherkapazität von 350 MWh mit

Dabei wird insbesondere eine mögliche Erhöhung der Ein-

einer Spitzenladungs- bzw. Entladungsleistung von höchs-

speiserampen von PV-Anlagen (Ramping) befürchtet: Wenn

tens 188 MW. Bezogen auf die Ende 2016 in Deutschland

die Batterien in der Mittagszeit gleichzeitig ihren Vollladezu-

installierten 41 GWp photovoltaischer Erzeugungsleistung

stand erreichten, würde die gesamte Leistung, die zuvor

zeigt sich, dass Heimspeicher alleine aufgrund ihrer gerin-

zum Laden der Batterien genutzt wurde, plötzlich in das

gen Anschlussleistung heute keinen signifikanten negativen

öffentliche Stromnetz umgeleitet. Dies würde ein Gegenre-

Einfluss auf die übergeordnete Netzstabilität nehmen kön-

geln der Netzbetreiber erforderlich machen.

nen.

Die netztechnischen Folgen des beschriebenen Szenarios

Doch in Hinblick auf den stark wachsenden Markt soll unter-

gleichen grundsätzlich denen einer Sonnenfinsternis, wie sie

sucht werden, ob zukünftig große Mengen von Eigenver-

zuletzt 2015 in Deutschland stattfand: Der Vorüberzug des

brauchsspeichern grundsätzlich Ramping-Probleme verur-

Mondschattens senkt die PV-Erzeugung für einen kurzen

sachen könnten und welchen Einfluss dabei die jeweiligen

Zeitraum massiv ab. Sobald die Sonnenfinsternis abnimmt,

Betriebsstrategien der Speichersysteme auf die resultieren-

steigt die PV-Einspeisung mit steilen Gradienten wieder an

den Leistungsgradienten haben.

und stellt die Netzbetreiber damit vor gewisse Herausforde-

Methodik der Analyse

rungen. Die Methodik der Analyse ist schematisch in Abbildung 5.21 Größenordnung des Gefährdungspotenzials

dargestellt. Zunächst wurden aus den hochauflösenden

Eine erste qualitative Einordnung des derzeitigen Gefahren-

Messdaten der 20 im Feld vermessenen PV-Speichersysteme 83 Tagesprofile extrahiert, die jeweils eine sehr

Systemtyp 1 Systemtyp 2 Systemtyp 3

Systemtyp 4 Abbildung 5.21: Schematische Darstellung des Verfahrens zur Ermittlung der Einspeisekurven. 100

Das Intensiv-Monitoring

5 Das Intensiv-Monitoring 5.2.7 Netzrückwirkung durch Ramping

hohe PV-Einstrahlung aufweisen und dadurch für die Analy-

seleistung der PV-Anlagen ohne Speicher liegt. Dabei wird

se von Ramping-Problemen besonders geeignet sind. Aus

insbesondere die Einspeisespitze zur Mittagszeit deutlich

den Messdaten dieser Einzeltage wurde dann anhand von

reduziert. Darüber hinaus wird der nächtliche Strombezug

marktrelevanten Gewichtungsfaktoren ein durchschnittliches

der Haushalte mit Speichersystem erwartungsgemäß sub-

PV-Speicher-Leistungsprofil erzeugt und mittels der Ge-

stanziell verringert.

samtanzahl der heute in Deutschland installierten Heimspeicher skaliert. Zusätzlich zum resultierenden Gesamttagesprofil „mit Speicher“ wurde anhand der Messdaten der Leistungsverlauf ermittelt, der ohne Speicher aufgetreten

In Abbildung 5.22 rechts ist der Verlauf der Leistungsgradienten für denselben Tag dargestellt. Es zeigt sich, dass die Gradienten der Haushalte mit Speicher über weite Strecken des Tages betragsmäßig unterhalb der Haushalte ohne

wäre.

Speicher liegen, die Netze an diesen Stellen also sogar Kein Ramping durch Speicher

entlasten. Absolut betrachtet wird die maximale Leistungs-

In Abbildung 5.22 sind die nach dem beschriebenen Verfah-

änderung von ca. 17 MW/15 min auf 14 MW/15 min redu-

ren ermittelten Gesamtleistungsverläufe der Heimspeicher-

ziert. PV-Speichersysteme verursachen also keine Ram-

systeme für den gewählten kritischen Typtag dargestellt. Es

ping-Probleme im Stromnetz. Tatsächlich ist es so, dass die

zeigt sich, dass die Einspeiseleistung der PV-Anlagen mit

Systeme nicht nur effektiv die PV-Spitzeneinspeisung ab-

Speicher im gesamten Tagesverlauf unterhalb der Einspei-

senken, sondern darüber hinaus sogar die Steilheit der

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Uhrzeit [hh:mm]

Uhrzeit [hh:mm]

Abbildung 5.22: Einspeise- (links) und Gradientenverlauf (rechts) für deutsche PV-Anlagen, die mit einem Speichersystem ausgestattet sind für einen fiktiven optimalen Sommertag. Blau: Errechnete Kurven, wenn der Speichereinfluss vernachlässigt wird. Orange: Errechnete Kurve mit Speicher.

Das Intensiv-Monitoring

101

5 Das Intensiv-Monitoring 5.2.7 Netzrückwirkung durch Ramping

bestehenden PV-Einspeiseerzeugung in den Morgen- bzw.

Lithium-Ionen-Batterien bei hohen Ladezuständen stark

Vormittagsstunden reduzieren.

zunimmt, kann ein verzögertes Vollladen des Speichers die Lebensdauer merklich verbessern und somit einen Mehrwert

Einfluss der Betriebsstrategie

für den Kunden bieten. Die dazu verwendeten Strategien zur

Die Anforderungen der KfW-Förderung sehen seit Beginn der zweiten Periode des Förderprogramms eine Reduzie-

verzögerten Vollladung sind dabei auch den Netzen von Nutzen.

rung der maximalen PV-Einspeiseleistung auf 50 % der installierten Nennleistung vor. Durch Nutzung von Wetter-

Um den Einfluss intelligenter Betriebsstrategien auf die

und Lastprognosen können intelligente Speichersysteme

Netze zu analysieren, wurden in einer zweiten Analyse aus

ihren Ladeprozess so planen, dass der Speicher nur die

den 83 Tagesprofilen nur die Speichersysteme betrachtet,

tägliche Spitzenerzeugung zur Ladung nutzt und somit einer

die ihr Ladeverhalten anhand von intelligenten Erzeugungs-

Abregelung entgegenwirkt. Diese verzögerte Ladung zur

und Lastprognosen optimieren. Abbildung 5.23 links stellt

Vermeidung von Abregelung hat dabei auch einen positiven

die Ergebnisse dieser Analyse grafisch dar.

Einfluss auf die auftretenden Leistungsgradienten.

Verglichen mit den Ergebnissen in Abbildung 5.22 zeigt sich,

Doch auch Speichersysteme, die nicht den Richtlinien der

dass intelligente Speichersysteme in den Morgenstunden

KfW-Förderung unterliegen, wenden vermehrt intelligente

nahezu keinen Einfluss auf die Residuallast der Haushalte

Ladestrategien an: Da die Alterungsgeschwindigkeit von

haben, da die Systeme die Ladung ihrer Batterien bis in die

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Uhrzeit [hh:mm]

Uhrzeit [hh:mm]

Abbildung 5.23: Einspeise- (links) und Gradientenverlauf (rechts) für deutsche PV-Anlagen, die alle mit einem netzdienlich arbeitenden Speichersystem ausgestattet sind für einen fiktiven optimalen Sommertag. Blau: Errechnete Kurven, wenn der Speichereinfluss vernachlässigt wird. Orange: Errechnete Kurve mit Speicher.

102

Das Intensiv-Monitoring

5 Das Intensiv-Monitoring 5.2.7 Netzrückwirkung durch Ramping

Mittagszeit hinein verzögern, um dann die Spitzenerzeugung der PV-Anlage aufzunehmen. Dies reduziert die Residuallast zur Mittagszeit gegenüber Haushalten ohne Speicher deutlich. Abbildung 5.23 rechts zeigt, dass auch die Leistungsgradienten gegenüber den Haushalten ohne Speicher in der Spitze deutlich reduziert werden. Dies geschieht in einem noch stärkeren Maße als bei den Ergebnissen aus Abbildung 5.22. Intelligente Heimspeichersysteme zur Erhöhung des Eigenverbrauchs entlasten die Stromnetze somit nicht nur in Bezug auf geringere Einspeisespitzen, sondern mindern auch die auftretenden Leistungsgradienten.

Das Intensiv-Monitoring

103

6 Ausblick

6

Ausblick

Rekonstruktion fehlender Messdaten mittels neuronaler Netze

Weiterführung des Speichermonitorings

Derzeit werden am ISEA umfangreiche Algorithmen auf

Im Rahmen des Forschungsvorhabens Wissenschaftliches

Basis von neuronalen Netzen erarbeitet, die eine maximale

Mess- und Evaluierungsprogramm Solarstromspeicher 2.0

Verfügbarkeit der hochauflösenden Messdaten des Intensiv-

wird das ISEA auch weiterhin das KfW-Förderprogramm

Monitorings sicherstellen sollen. Fehlende oder inkorrekte

Erneuerbare Energien „Speicher“ wissenschaftlich begleiten.

Messwerte, die aufgrund von Komponenten- oder Übertra-

Durch regelmäßige Veröffentlichungen sollen die Markt-

gungsfehlern nicht vollständig auszuschließen sind, sollen

transparenz im aufstrebenden Speichermarkt verbessert und

dabei durch maschinelles Lernen automatisch erkannt und

aktuelle Entwicklungen zeitnah aufgezeigt werden.

korrigiert werden.

Erhöhung der Speichersystemanzahl im IntensivMonitoring

Erarbeitung einer einheitlichen Vermessung und Bewertung von Speichersystemen

Um auch die aktuellen Technologieentwicklungen von Spei-

Die Veröffentlichung der ersten Version des Effizienzleitfa-

chersystemen abbilden zu können, werden am ISEA ab dem

dens für PV-Speichersysteme war ein wichtiger Schritt zu

dritten Quartal 2017 Labormessungen an drei neuen PV-

einer verbesserten Vergleichbarkeit verschiedener Spei-

Speichersystemen durchgeführt. Darüber hinaus werden zu

chersysteme. Das ISEA wird auch weiterhin in Zusammen-

jedem der drei neuen Speichersystemtypen hochauflösende

arbeit mit anderen Institutionen an einheitlichen und fairen

Messgeräte an jeweils vier privat betriebenen Anlagen im

Verfahren zur Vermessung und Bewertung von Speichersys-

Feld installiert. Die Datenbasis des Intensiv-Monitorings wird

temen arbeiten. Insbesondere die Definition einheitlicher

damit auf 32 Systeme vergrößert.

Kennzahlen zur Bewertung der Gesamteffizienz stellt hierbei derzeit noch eine Herausforderung dar. Die Kennzahlen

Auswertung der Alterung von PV-Speichern unter realistischen Bedingungen Nach Installation der hochauflösenden Messsysteme wur-

sollen Endkunden bei der Kaufentscheidung helfen und dienen zur Erhöhung der Markttransparenz.

den initiale Kapazitätstests an allen 20 untersuchten PV-

Internet

Speichern durchgeführt. Diese Tests sollen ab Ende des

Weitere Informationen zum Themenkomplex Solarstrom-

Jahres 2017 nach längerer Betriebsdauer wiederholt wer-

speicher stehen auf der Website des Speichermonitorings

den, um eine zeitliche Entwicklung der nutzbaren Kapazität

zum kostenlosen Download bereit:

untersuchen zu können. Die gemessenen Betriebsdaten sollen in Verbindung mit den verbleibenden Kapazitäten der

www.speichermonitoring.de

Speicher dazu genutzt werden, die Einflüsse der Umgebungsbedingungen, der Betriebsstrategien und der individuellen Alterungscharakteristika der Batterietechnologien (BleiSäure, Lithium-Ionen (NMC) und Lithium-Ionen (LFP)) zu quantifizieren.

Ausblick Bild des Kapitels © hanseat/fotolia.com

105

Literaturverzeichnis

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108

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Literaturverzeichnis

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Anhang A – Steuern und Umlagen

Anhang A – Steuern und Umlagen

chers anfallen, wird die Umsatzsteuer bei der Regelbesteuerung auf die Einspeisung und auf den Eigeneverbrauch

In diesem Anhang befinden sich die Flussdiagramme zu

gezahlt.

Kapitel 4.2.7 (Direkte Effekte des Eigenverbrauchs von PVAnlagen mit Solarstromspeicher auf Steuern und Umlagen).

Abbildung 6.2 fasst die Methodik zur Berechnung der Steuern und Umlagen zusammen. Als Input dienen die aufberei-

Abbildung 6.1 veranschaulicht die beiden Besteuerungsar-

teten Daten des Basis- und Standard-Monitorings. Nach

ten der Kleinunternehmerregelung und der Regelbesteue-

Berechnung der nicht eingespeisten Energie und der nicht

rung. Während bei der Kleinunternehmerregelung Umsatzsteuer auf den Kaufpreis einer PV-Anlage oder eines Spei-

bezogenen Energie, können die Effekte auf Steuern und Umlagen quantifiziert werden.

PVAnlageninstallation

Voraussetzung: Umsätze im Gründungsjahr 10% des von der PVAnlage erzeugten Stroms ins Netz eingespeist wird

Umsatzsteuer auf Eigenverbrauch

Umsatzsteuer auf Einspeisung

Eigenverbrauch wird erhöht

Nettostrompreis (EVU) * Eigenverbrauch* 19%

Einspeisevergütung * Eingespeister Strom*19%

Vorsteuerabzug nur möglich, wenn >10% des gespeicherten Stroms ins Netz eingespeist wird

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

110

Anhang A – Steuern und Umlagen

Anhang A – Steuern und Umlagen

Netzbezug/ Monat Entgangene EEG-Umlage Autarkiegrad

Entgangene Netzentgelte Entgangene Konzessionsabgabe

Stromverbrauch/ Monat

Entgangene sonstige Umlagen Entgangene Steuern

Vermiedene Menge an Strombezug (B)

Marktdaten aus Basis Monitoring PVNennleistung Berechnungen von durchschnittlichen Werten und Kenngrößen für ganz Deutschland

MwSt (PV-Anlage)

Monetäre Werte

MwSt (Speicher)

Speicherkapazität

Nicht gezahlte EEG-Vergütung MwSt (Speicher nachträglich)

Daten aus Standard Monitoring

Eingenommene EEG-Umlage

Vermiedene Menge eingespeisten PVStroms (A) Umsatzsteuer (Eigenverbrauch)

PVErzeugung/ Monat Eigenverbrauchsquote

Netzeinspeisung/ Monat

Umsatzsteuer (Einspeisung)

Legende Daten und Werte

Betriebsbezogene Zwischenwerte

Eingenommene Steuern bei Kleinunternehmerregelung

Systembezogene Zwischenwerte

Entgangene und eingenommene Abgaben, Umlagen und Steuern

Eingenommene Steuern bei Regelbesteuerung

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

Anhang A – Steuern und Umlagen

111

Anhang B – Marktanteile

Anhang B – Marktanteile

Tabelle 6.1: Marktanteile nach KfW-Förderung in 2016

In Ergänzung zu Kapitel 3.2.3 sind in Tabelle 6.1 die zwanRang

Hersteller

Systeme

Anteil [%]

1

Sonnen

900

17,46

teme beziehen, kann es dabei zu systematischen Abwei-

2

DEV

885

17,17

chungen vom Gesamtmarkt kommen:

3

E3/DC

784

15,21



4

SMA

387

7,51

5

LG

385

7,47

6

Fronius

223

4,33

7

Tesla

217

4,21

8

Solarwatt

207

4,02

9

Samsung

196

3,8

10

VARTA

142

2,76

11

Solarworld

104

2,02

12

IBC

71

1,38

13

Nedap

59

1,14

14

Kostal

54

1,05

15

Daimler

48

0,93

16

SolarInvert

43

0,83

17

Fenecon

34

0,66

18

Sony

34

0,66

19

SolarEdge

28

0,54

20

BENNING

27

0,52

-

Sonstige

327

6,33

zig Hersteller mit den meisten Solarstromspeichern innerhalb der KfW-Förderung aufgelistet. Da sich die dargestellten Daten ausschließlich auf KfW-geförderte Speichersys-

Hersteller, deren Speicher nicht KfW-förderfähig, sind tauchen 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 tendenziell unterbewertet.

Darüber hinaus sind alle bereits in Kapitel 3.2.3 aufgelisteten Randbedingungen zu beachten. Speichersysteme, die auch nach manueller Sichtung der eingetragenen Datensätze keinem Hersteller zugeordnet werden konnten (575 Einträge) gehen dabei nicht in die Grundgesamtheit ein, die zur Ermittlung des Marktanteils verwendet wird.

112

Anhang B – Marktanteile