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Wissenschaftliches Mess- und Evaluierungsprogramm Solarstromspeicher 2.0
Jahresbericht 2018
SPEICHERMONITORING
Impressum
Autoren
Jan Figgener
David Haberschusz
Kai-Philipp Kairies
Oliver Wessels
Benedikt Tepe
Dirk Uwe Sauer
© 2018
Institut für Stromrichtertechnik und Elektrische Antriebe
RWTH Aachen
Internet
http://www.speichermonitoring.de
Förderung
Der Jahresbericht zum Speichermonitoring entstand im Rah-
men des durch das Bundesministerium für Wirtschaft und
Energie (BMWi) geförderten Forschungsvorhabens „WMEP
(KfW 275)“, Förderkennzeichen 03ET6117.
Titelbild © ferkelraggae/fotolia.com
SPEICHERMONITORING
Inhaltsverzeichnis
Abbildungsverzeichnis .......................................................................................................... 8
Tabellenverzeichnis ............................................................................................................. 11
Executive Summary ............................................................................................................. 12
1 Einleitung ....................................................................................................................... 15
1.1 Entwicklung der photovoltaischen Stromerzeugung in Deutschland ......................................................................... 15
1.2 Herausforderungen einer steigenden Verbreitung dezentraler PV-Anlagen .............................................................. 17
1.3 Dezentrale Solarstromspeicher zur Erhöhung des lokalen Eigenverbrauchs ............................................................ 19
2 Das KfW-Förderprogramm für Solarstromspeicher ................................................... 23
2.1 Rahmenbedingungen der Förderung ........................................................................................................................ 23
2.2 Förderungsvoraussetzungen ..................................................................................................................................... 24
2.3 Das Speichermonitoring ............................................................................................................................................ 25
2.3.1 Das Webportal des Speichermonitorings ........................................................................................................... 26
2.3.2 Datenschutz ....................................................................................................................................................... 26
3 Das Basis-Monitoring .................................................................................................... 29
3.1 Datenerhebung und Datenaufbereitung .................................................................................................................... 29
3.2 PV-Zubau in Deutschland ......................................................................................................................................... 30
3.2.1 Entwicklung des PV-Zubaus .............................................................................................................................. 30
3.2.2 Entwicklung der Neuinstallationen von PV-Anlagen bis 30 kWp ........................................................................ 31
3.2.3 Geografische Verteilung der PV-Anlagen bis 30 kWp ........................................................................................ 32
3.2.4 Zeitliche Entwicklung der installierten PV-Anlagengrößen ................................................................................. 33
3.2.5 Verteilung der PV-Anlagengrößen ..................................................................................................................... 34
3.3 Entwicklung des Solarstromspeicher-Zubaus in Deutschland ................................................................................... 36
3.3.1 Entwicklung der Anzahl an Solarstromspeichern ............................................................................................... 36
3.3.2 Entwicklung der kumulierten nutzbaren Batteriekapazitäten von Heimspeichern .............................................. 38
Inhaltsverzeichnis
3.3.3 Art der Speicherinstallation ................................................................................................................................ 39
3.3.4 Geografische Verteilung der Solarstromspeicher in Deutschland ...................................................................... 40
3.4 Systemdesign dezentraler Solarstromspeicher ......................................................................................................... 42
3.4.1 Batterietechnologien KfW-geförderter Solarstromspeicher ................................................................................ 42
3.4.2 Systemtopologien KfW-geförderter Solarstromspeicher .................................................................................... 43
3.4.3 Verteilung der nutzbaren Batteriekapazität von Solarstromspeichern ................................................................ 44
3.4.4 Zeitliche Entwicklung der Batteriekapazitäten von Heimspeichern .................................................................... 45
3.4.5 Nutzbare Batteriekapazität in Abhängigkeit von der PV-Nennleistung ............................................................... 46
3.4.6 Nutzbare Batteriekapazität in Abhängigkeit vom Stromverbrauch vor Speicherkauf.......................................... 48
3.5 Marktanteile und Preise ............................................................................................................................................. 50
3.5.1 Marktanteile der Hersteller von geförderten PV-Speichern ................................................................................ 50
3.5.2 Endkundenpreise KfW-geförderter Speichersysteme ........................................................................................ 52
3.5.3 Entwicklung der durchschnittlichen Investitionssumme für Heimspeicher .......................................................... 54
3.6 Kaufmotivation, wirtschaftliche Erwartungen und Betriebserfahrungen..................................................................... 55
3.6.1 Motive für den Kauf eines PV-Speichers ............................................................................................................ 55
3.6.2 Wirtschaftliche Erwartungen an den Heimspeicherbetrieb ................................................................................. 56
3.6.3 Betriebserfahrungen mit Heimspeichern ............................................................................................................ 57
4 Das Standard-Monitoring .............................................................................................. 59
4.1 Datenerhebung und Datenaufbereitung .................................................................................................................... 59
4.2 PV-Erzeugung und Stromverbrauch ......................................................................................................................... 60
4.2.1 PV-Erzeugung .................................................................................................................................................... 60
4.2.2 Stromverbrauch.................................................................................................................................................. 60
4.3 Eigenverbrauch und Autarkie .................................................................................................................................... 63
Inhaltsverzeichnis
4.3.1 Differenzierung von Eigenverbrauchsquote und Autarkiegrad ........................................................................... 63
4.3.2 Eigenverbrauchsquote ....................................................................................................................................... 64
4.3.3 Autarkiegrad ....................................................................................................................................................... 66
4.3.4 Einfluss des Systemdesigns auf Eigenverbrauch und Autarkie ......................................................................... 68
4.4 Direkte Effekte des Eigenverbrauchs auf Steuern, Umlagen und Abgaben .............................................................. 70
5 Das Intensiv-Monitoring ................................................................................................ 79
5.1 Vorstellung der vermessenen Speichersysteme ....................................................................................................... 79
5.2 Definition der Messstellen ......................................................................................................................................... 81
5.2.1 AC-gekoppelte Speichersysteme ....................................................................................................................... 81
5.2.2 DC-gekoppelte Speichersysteme ....................................................................................................................... 82
5.2.3 Validierung des Messsystems und Qualität der Speicherinstallationen ............................................................. 82
5.3 Energetische Effizienz und Belastungshäufigkeiten der Batterien ............................................................................ 83
5.3.1 Energetische Effizienzen der Batterien .............................................................................................................. 83
5.3.2 Belastungshäufigkeiten der Batterien ................................................................................................................. 84
5.4 Saisonales Verhalten von Heimspeichern ................................................................................................................. 85
5.4.1 PV-Erzeugung .................................................................................................................................................... 85
5.4.2 Batterieleistung .................................................................................................................................................. 86
5.4.3 Batteriespannung ............................................................................................................................................... 87
5.5 Begrenzung der Einspeiseleistung von PV-Anlagen ................................................................................................. 88
5.5.1 Hintergrund ........................................................................................................................................................ 88
5.5.2 Prognosebasierte PV-Speicher vs. Speichersysteme ohne Prognose ............................................................... 90
5.5.3 Kombination der Betriebsstrategien ................................................................................................................... 92
5.5.4 Quantitativer Einfluss von PV-Speichern auf den Netzaustausch ...................................................................... 93
Inhaltsverzeichnis
5.6 Alterung von Heimspeichern ..................................................................................................................................... 94
5.6.1 Hintergrund und Problematik ............................................................................................................................. 94
5.6.2 Vereinheitlichung der Kapazitätsbegriffe ............................................................................................................ 96
5.6.3 Durchführung der Kapazitätstests ...................................................................................................................... 98
5.6.4 Auswertung der Kapazitätstests ....................................................................................................................... 100
5.6.5 Einfluss von Alter und Zyklenzahl auf die Batteriealterung .............................................................................. 102
5.6.6 Analyse der Kapazitäten aus dem Alltagsbetrieb der Speichersysteme .......................................................... 104
5.7 Übersicht der Auswertungen des Intensiv-Monitorings aus den Vorjahren ............................................................. 105
5.7.1 Jahresbericht 2017 ........................................................................................................................................... 105
5.7.2 Jahresbericht 2016 ........................................................................................................................................... 105
5.7.3 Jahresbericht 2015 ........................................................................................................................................... 106
6 Ausblick ........................................................................................................................ 109
Literaturverzeichnis ........................................................................................................... 110
Anhang A – PV- und Speicherzubau ................................................................................ 116
Anhang B – Marktanteile ................................................................................................... 117
Anhang C – Steuern und Umlagen ................................................................................... 118
Anhang D – PV-Speicher des Intensiv-Monitorings ........................................................ 120
Abbildungsverzeichnis
Abbildungsverzeichnis
Abbildung 1.1: Entwicklung der installierten PV-Leistung in Deutschland ............................................................................... 15
Abbildung 1.2: Entwicklung der Endkundenpreise von PV-Anlagen ........................................................................................ 16
Abbildung 1.3: Leistungsbedingte Spannung in Niederspannungsnetzen (Qualitative Darstellung). ...................................... 17
Abbildung 1.4: Umkehr des Lastflusses bei hohen lokalen Einspeiseleistungen in Niederspannungsnetzen. ........................ 19
Abbildung 1.5: Reduzierung der maximalen Einspeiseleistung durch PV-Speicher. ............................................................... 20
Abbildung 1.6: Entwicklung der Einspeisevergütung (PV-Anlagen bis zu 10 kWp) und des mittleren Strompreises ............... 21
Abbildung 2.1: Übersicht der Datenquellen im Speichermonitoring. ........................................................................................ 25
Abbildung 3.1: Entwicklung der installierten PV-Leistung in Deutschland ............................................................................... 30
Abbildung 3.2: Entwicklung des PV-Zubaus bis 30 kWp. Eigene Darstellung der Meldedaten der Bundesnetzagentur ......... 31
Abbildung 3.3: Zubau der PV-Anlagen bis 30 kWp nach Bundesländern. ............................................................................... 32
Abbildung 3.4: Entwicklung der durchschnittlichen PV-Nennleistungen bis 30 kWp ............................................................... 33
Abbildung 3.5: Verteilung der PV-Nennleistungen der beim Speichermonitoring registrierten PV-Anlagen. ........................... 34
Abbildung 3.6: Halbjährlicher Zubau an PV-Speichern in Deutschland von Mai 2013 bis Ende 2017. .................................... 37
Abbildung 3.7: Kumulierte Anzahl der Installationen von PV-Speichern in Deutschland von Mai 2013 bis Ende 2017. .......... 37
Abbildung 3.8: Entwicklung der kumulierten nutzbaren Batteriekapazität von PV-Speichern in Deutschland. ........................ 38
Abbildung 3.9: Installationsart der Speichersysteme ............................................................................................................... 39
Abbildung 3.10: Geografische Verteilung der Solarstromspeicher in Deutschland .................................................................. 41
Abbildung 3.11: Zubau der Solarstromspeicher aufgeteilt nach Bundesländern und Jahren .................................................. 41
Abbildung 3.12: Batterietechnologien KfW-geförderter PV-Speicher aufgeteilt in Lithium und Blei. ........................................ 42
Abbildung 3.13: Systemtopologien KfW-geförderter PV-Speicher. .......................................................................................... 43
Abbildung 3.14: Dichtefunktionen der nutzbaren Batteriekapazität registrierter Lithium-Ionen-Solarstromspeicher. ............... 44
Abbildung 3.15: Entwicklung der durchschnittlichen Kapazitäten von Lithium-Ionen-Solarstromspeichern. ............................ 45
Abbildung 3.16: Durchschnittlich nutzbare Batteriekapazität der registrierten Lithium-Ionen-Speichersysteme ...................... 47
Abbildung 3.17: Verhältnis der nutzbaren Batteriekapazität von Lithium-Ionen-Speichersystemen zur PV-Nennleistung. ..... 47
Abbildung 3.18: Durchschnittlich nutzbare Batteriekapazität der registrierten PV-Speicher .................................................... 49
Abbildung 3.19: Verhältnis von nutzbarer Batteriekapazität zum jährlichen Stromverbrauch .................................................. 49
Abbildung 3.20: Übersicht der 12 Hersteller mit den meisten registrierten KfW-geförderten PV-Speichern. ........................... 51
Abbildung 3.21: Marktanteile nach KfW-Förderung der 10 Hersteller mit den meisten registrierten PV-Speichern ................ 51
Abbildung 3.22: Durchschnittliche normierte Endkundensystempreise von Lithium-Ionen-Solarstromspeichern .................... 53
Abbildung 3.23: Durchschnittliche normierte Endkundensystempreise von Lithium-Ionen-Solarstromspeichern .................... 53
Abbildung 3.24: Durchschnittliche Ausgaben pro Speichersystem inklusive Mehrwertsteuer (Lithium-Ionen und Blei). ......... 54
Abbildung 3.25: Motivationsgründe der Käufer KfW-geförderter Solarstromspeicher. ............................................................. 55
Abbildung 3.26: Wirtschaftliche Erwartungen der Käufer KfW-geförderter Solarstromspeicher. ............................................. 56
Abbildung 3.27: Erfahrungen der Käufer KfW-geförderter Solarstromspeicher mit Kauf, Installation und Betrieb. .................. 57
Abbildung 4.1: Arithmetische Mittel der normierten monatlichen PV-Erzeugung pro kWp ...................................................... 61
Abbildungsverzeichnis
Abbildung 4.2: Arithmetische Mittel der monatlichen Stromverbräuche von Haushalten und Gewerben ................................ 61
Abbildung 4.3: Verteilung der normierten jährlichen PV-Erzeugung pro kWp ......................................................................... 62
Abbildung 4.4: Verteilung der jährlichen Stromverbräuche von Haushalten und Gewerben mit PV-Speicher. ........................ 62
Abbildung 4.5: Qualitative Darstellung der Verläufe von Eigenverbrauchsquote und Autarkiegrad. ....................................... 63
Abbildung 4.6: Arithmetische Mittel der monatlichen Eigenverbrauchsquote von Haushalten und Gewerben ........................ 65
Abbildung 4.7: Jährliche Eigenverbrauchsquoten von Haushalten und Gewerben mit PV-Speicher....................................... 65
Abbildung 4.8: Arithmetische Mittel der monatlichen Autarkiegrade von Haushalten und Gewerben mit PV-Speicher ........... 67
Abbildung 4.9: Jährliche Autarkiegrade von Haushalten und kleinen Gewerben mit PV-Speicher .......................................... 67
Abbildung 4.10: Mittlere Eigenverbrauchsquoten der ausgewerteten Haushalte und Gewerbe .............................................. 69
Abbildung 4.11: Mittlere Autarkiegrade der ausgewerteten Haushalte und Gewerbe.............................................................. 69
Abbildung 4.12: Entwicklung der Einspeisevergütung (PV-Anlagen bis zu 10 kWp) ............................................................... 70
Abbildung 4.13: Vereinfachte Übersicht zur Wahl der Besteuerung. ....................................................................................... 73
Abbildung 4.14: Direkte Effekte des Eigenverbrauchs von PV-Anlagen mit Speicher auf Steuern und Umlagen. .................. 75
Abbildung 4.15: Direkte Effekte des Eigenverbrauchs von PV-Anlagen mit Speicher auf Steuern und Umlagen. .................. 75
Abbildung 4.16: Summe der direkten Effekte des Eigenverbrauchs auf Steuern und Umlagen .............................................. 76
Abbildung 4.17: Entwicklung des durchschnittlichen Tilgungszuschusses der KfW-Förderung pro Speichersystem. ............. 77
Abbildung 5.1: Senec.IES Home G2+ Quelle: www.solarinvert.de. ......................................................................................... 80
Abbildung 5.2: SMA Sunny Boy Smart Energy Quelle: www.sma.de. ..................................................................................... 80
Abbildung 5.3: E3DC S10 Quelle: www.e3dc.de. .................................................................................................................... 80
Abbildung 5.4: Sonnenbatterie Eco Quelle: sbc-koblenz.sonnenbatterie.de. .......................................................................... 80
Abbildung 5.5: Schematischer Aufbau eines hochauflösenden Messsystems für ein AC-gekoppeltes PV-Speichersystem. .. 81
Abbildung 5.6: Schematischer Aufbau eines hochauflösenden Messsystems für ein DC-gekoppeltes PV-Speichersystem. . 82
Abbildung 5.7: Effizienz der Batterien für 2016 und 2017 absteigend sortiert. ........................................................................ 83
Abbildung 5.8: Belastungshäufigkeiten der vermessenen PV-Speichersysteme für zwei Jahre von 2016 bis 2017. .............. 84
Abbildung 5.9: Arithmetische Mittel der gemessenen saisonalen PV-Erzeugung für eine exemplarische PV-Anlage ............ 85
Abbildung 5.10: Arithmetische Mittel der gemessenen saisonalen Batterieleistung für das Jahr 2017 ................................... 86
Abbildung 5.11: Arithmetische Mittel der gemessenen saisonalen Batteriespannung für das Jahr 2017 ................................ 87
Abbildung 5.12: Qualitative Darstellung der Reduzierung der Einspeiseleistung. ................................................................... 89
Abbildung 5.13: Qualitative Übersicht zur Begrenzung der Einspeiseleistung. ....................................................................... 89
Abbildung 5.14: Nicht-prognosebasierter Betrieb: Abregelung der PV-Anlage ........................................................................ 91
Abbildung 5.15: Prognosebasierter Betrieb: Reduzierung der Einspeiseleistung durch Batterieladung. ................................. 91
Abbildung 5.16: Kombinierter Betrieb: Reduzierung der Einspeiseleistung ............................................................................. 92
Abbildung 5.17: Begrenzung der Netzaustauschleistung ........................................................................................................ 93
Abbildung 5.18: Qualitative Abgrenzung der verschiedenen Kapazitätsbezeichnungen. ........................................................ 97
Abbildung 5.19: Qualitative Darstellung der Garantie und Gewährleistungspflichten. ............................................................. 97
Abbildung 5.20: Schematische Darstellung der im Feld durchgeführten Kapazitätstests. ....................................................... 99
Abbildung 5.21: Verlauf eines Kapazitätstests mit Ladung und vollständiger Entladung. ........................................................ 99
Abbildungsverzeichnis
Abbildung 5.22: Vergleich der gemessenen nutzbaren Batteriekapazitäten (DC) ................................................................. 101
Abbildung 5.23: Vergleich der gemessenen Ausgangskapazitäten (AC) ............................................................................... 101
Abbildung 5.24: Vergleich der gemessenen nutzbaren Batteriekapazitäten (DC) ................................................................. 103
Abbildung 5.25: Vergleich der gemessenen nutzbaren Batteriekapazitäten (DC). ................................................................ 103
Abbildung 5.26: Algorithmische Bestimmung der nutzbaren Batteriekapazität (DC) aus den Betriebsdaten ........................ 104
Abbildung 6.1: Flussdiagramm zu den Besteuerungsarten von PV-Anlagen und Solarstromspeichern. ............................... 118
Abbildung 6.2: Flussdiagramm der Methodik zur Berechnung der Steuern und Umlagen. ................................................... 119
Tabellenverzeichnis
Tabellenverzeichnis
Tabelle 2.1: Fördersätze der förderfähigen Kosten im KfW-Programm 275. ........................................................................... 23
Tabelle 4.1: Verhältnis von PV-Erzeugung zu Stromverbrauch. .............................................................................................. 68
Tabelle 4.2: Annahmen zur Abschätzung der direkten Effekte von PV-Anlagen mit Speichern auf Steuern und Umlagen. .... 72
Tabelle 5.1: Technische Eigenschaften der ausgewählten Solarstromspeicher. ..................................................................... 79
Tabelle 5.2: Übersicht einer Auswahl der in der Branche verwendeten Kapazitätsbegriffe. .................................................... 95
Tabelle 6.1: Zubau kleiner PV-Anlagen bis 30 kWp und Solarstromspeicher in Deutschland für das Jahr 2017. ................. 116
Tabelle 6.2: Marktanteile nach KfW-Förderung in 2017. ....................................................................................................... 117
Tabelle 6.3: Technische Eigenschaften der vermessenen Solarstromspeicher (Stromverbräuche aus 2017). ..................... 120
Executive Summary
12 Executive Summary
Executive Summary
Das KfW-Förderprogramm für Solarstromspeicher
Das KfW-Förderprogramm Erneuerbare Energien „Speicher“
fördert stationäre Batteriespeicher für die Speicherung von
Solarstrom aus Photovoltaikanlagen (PV-Anlagen). Die För-
derung erfolgt durch zinsgünstige Kredite der KfW-Bank so-
wie durch Tilgungszuschüsse von derzeit 10 % der förderfä-
higen Investitionskosten durch das Bundesministerium für
Wirtschaft und Energie (BMWi).
Um eine nachhaltig positive Entwicklung der Technologie zu
erwirken, sind nur solche Speichersysteme förderfähig, die
eine Reihe von technischen Anforderungen erfüllen. Hierzu
zählen unter anderem eine netzdienliche Reduzierung der
maximalen Einspeiseleistung der PV-Anlage auf 50 % der in-
stallierten PV-Nennleistung, eine zehnjährige Zeitwertersatz-
garantie des Batteriespeichers sowie die Offenlegung der re-
levanten Kommunikationsschnittstellen zur zukünftigen In-
tegration bidirektionaler Netzdienstleistungen. [Kapitel 2]
Das Speichermonitoring
Das Institut für Stromrichtertechnik und Elektrische Antriebe
(ISEA) der RWTH Aachen führt gefördert durch das BMWi die
wissenschaftliche Evaluierung des Speicherförderprogramms
durch. Im Fokus der Forschungsaktivitäten stehen:
Die Markt- und Technologieentwicklung von Solarstrom-
speichern [Kapitel 3],
die Abschätzung der durch einen vermehrten solaren Ei-
genverbrauch verursachten direkten Effekte auf Steuern,
Umlagen und Abgaben [Kapitel 4] und
die Quantifizierung technischer Charakteristika wie die er-
reichten Effizienzen, die Belastungshäufigkeiten oder die
Kapazitätsverluste von Speichersystemen. [Kapitel 5]
Umfang der dezentralen Solarstromspeicher in
Deutschland
In Deutschland wurde im Jahr 2017 etwa jede zweite PV-An-
lage unter 30 kWp zusammen mit einem Batteriespeicher in-
stalliert. Ende 2017 waren rund 85.000 dezentrale Solar-
stromspeicher mit einer kumulierten nutzbaren Batteriekapa-
zität von etwa 600 MWh an die deutschen Niederspannungs-
netze angeschlossen. Die anspruchsvollen technischen Rah-
menbedingungen der KfW-Förderung haben dabei einen
messbar positiven Einfluss auf die gesamte Marktentwicklung
entfaltet. Insgesamt hat das Förderprogramm seine Aufgabe
als Marktanreizprogramm erfüllt: Während zu Beginn noch
mehr als jedes zweite Speichersystem eine Förderung in An-
spruch nahm, steht der Markt heute auf eigenen Beinen. Le-
diglich jeder fünfte neue Heimspeicher wurde in 2017 noch
durch die KfW-Bank gefördert. [Kapitel 3.3]
Entwicklung der Endkundenpreise von
Solarstromspeichern
Die Endkundenpreise von Solarstromspeichern sinken ra-
sant. Lithium-Ionen-Speichersystempreise sind seit Mitte
2013 um über 50 % gefallen. Die durchschnittlichen Endver-
braucherpreise lagen Ende 2017 bei rund 1.300 €/kWh (inklu-
sive Leistungselektronik und Mehrwertsteuer). Größere Bat-
teriespeichersysteme waren sogar bereits für weniger als
800 €/kWh erhältlich. Die zukünftige Entwicklung der Spei-
chersystempreise wird maßgeblich durch die steigende Be-
deutung der Elektromobilität beeinflusst: Einerseits ergeben
sich durch die weltweit steigenden Produktionskapazitäten
Potenziale für weitere Preissenkungen in Folge von Skalen-
effekten. Andererseits können durch die hohe Nachfrage im
Automobilmarkt Lieferengpässe und Zellknappheit entstehen,
die insbesondere kleinere Speichersystemhersteller vor Her-
ausforderungen stellen könnten.
Executive Summary
Executive Summary 13
Der durchschnittliche Kaufpreis von Heimspeichern liegt seit
2013 nahezu konstant bei rund 10.000 €. Sinkende Speicher-
preise führten dabei sukzessiv zu größeren Batteriekapazitä-
ten. [Kapitel 3.5]
Verwendete Batterietechnologien
Der Marktanteil von Heimspeichern mit Lithium-Ionen-Batte-
rien ist unter anderem aufgrund der rasant fallenden Preise
seit 2013 kontinuierlich gestiegen und liegt derzeit innerhalb
der KfW-Förderung bei rund 99 %. Speichersysteme mit Blei-
Säure-Batterien, die noch bis Mitte 2014 relevante Marktan-
teile innehatten, sind heute nahezu vollständig aus dem Markt
gedrängt. Alternative Speichertechnologien, wie Redox-Flow-
oder Hochtemperaturbatterien, spielen im kommerziellen
Heimspeichermarkt derzeit keine nennenswerte Rolle. Die
nutzbare Batteriekapazität von Lithium-Ionen-Speichersyste-
men lag Ende 2017 durchschnittlich bei etwa 8 kWh.
[Kapitel 3.4]
Motivation zur Investition in Solarstromspeicher
Der Großteil der heutigen Betreiber von dezentralen Solar-
stromspeichern möchte mit seiner Investition einen eigenen
Beitrag zum Gelingen der Energiewende leisten und sich da-
bei langfristig gegen steigende Strompreise absichern. Dane-
ben steht für viele Speicherbetreiber auch ein generelles In-
teresse an der Technologie im Vordergrund. Die persönliche
Erwartung an einen wirtschaftlich profitablen Heimspeicher-
betrieb ist seit 2013 von etwa 40 % auf 55 % der befragten
Betreiber angestiegen. [Kapitel 3.6]
Direkte Effekte des Eigenverbrauchs auf Steuern,
Umlagen und Abgaben
Dezentrale Speichersysteme erhöhen durch ihren Betrieb die
Menge des lokal verbrauchten Solarstroms. In der Folge wird
durchschnittlich nur noch etwa 50 % der lokal erzeugten PV-
Energie in das öffentliche Netz eingespeist. Gleichzeitig wird
aufgrund der erhöhten Autarkie nur noch etwa 40 % des
Stromverbrauchs aus dem öffentlichen Netz bezogen. Da
selbstverbrauchter PV-Strom nicht vergütet werden muss,
wird das EEG-Konto durch geringere Einspeisungen grund-
sätzlich entlastet. Gleichzeitig zahlen Heimspeicherbetreiber
durch ihren geringeren Netzbezug jedoch auch weniger Steu-
ern und Umlagen. Unter Berücksichtigung aller Steuern, Um-
lagen und Abgaben ist die Gesamtbilanz der Einnahmen und
Ausgaben für alle im Jahr 2017 betriebenen PV-Anlagen mit
Speicher etwa ausgeglichen. [Kapitel 4.4]
Reduzierung der maximalen Einspeiseleistung von
PV-Anlagen
Hochauflösende Messungen im Labor sowie an 20 privat be-
triebenen Speichersystemen erlauben umfangreiche Analy-
sen der Netzrückwirkungen dezentraler Batteriespeicher. Es
zeigt sich, dass verschiedene Ansätze zur Einspeisebegren-
zung der PV-Erzeugung existieren. Prognosebasierte Be-
triebsstrategien nutzen dabei sowohl dem Stromnetz als auch
den Betreibern. Durch den Einsatz von Prognosen erfolgt die
Begrenzung der Einspeiseleistung durch die gezielte Ladung
der Batterien in der Mittagszeit. Dadurch können Abrege-
lungsverluste minimiert und die Lebensdauer von Lithium-Io-
nen-Batterien verlängert werden. [Kapitel 5.5]
Alterung und Kapazitätsverlust der Batteriespeicher
Kapazitätstests an privat betriebenen Heimspeichern zeigen,
dass es bei den meisten untersuchten Speichersystemen
keine grundsätzlichen Alterungsprobleme gibt. Uneinheitliche
Definitionen des Kapazitätsbegriffs in der Branche sind je-
doch als problematisch anzusehen. Betreibern wird es
dadurch erschwert, informierte Kaufentscheidungen zu tref-
fen oder berechtigte Garantieansprüche geltend zu machen.
In Zusammenarbeit mit Herstellern, Verbänden und For-
schungsinstituten arbeitet das ISEA an einer Vereinheitli-
chung der Definitionen sowie an einer Lösung zur schnellen
und wissenschaftlich fundierten Beurteilung von möglichen
Garantiefällen. [Kapitel 5.6]
1 Einleitung
1.1 Entwicklung der photovoltaischen Stromerzeugung in Deutschland
Einleitung 15
1 Einleitung
Die deutsche Bundesregierung hat sich in Einklang mit den
Verhandlungsergebnissen der UN-Klimakonferenzen dazu
verpflichtet, die Menge des jährlichen Ausstoßes von klima-
schädlichen Gasen, insbesondere Kohlenstoffdioxid, erheb-
lich zu reduzieren. Um die Emissionen im Elektrizitätssektor
nachhaltig zu senken, wurde unter anderem festgelegt, den
Anteil an erneuerbaren Energien bis zum Jahr 2050 auf min-
destens 80 % der Bruttostromerzeugung anzuheben [1]. Ne-
ben großen Windfarmen und Solarparks spielen dabei zuneh-
mend auch dezentrale Erzeugungseinheiten und Speicher
eine tragende Rolle. In diesem Kapitel werden die Hinter-
gründe und Herausforderungen einer zunehmend dezentra-
len Energieversorgung dargestellt und mögliche Beiträge von
Heimspeichern zur verbesserten Netzintegration von erneu-
erbaren Energien diskutiert.
1.1 Entwicklung der photovoltaischen
Stromerzeugung in Deutschland
Elektrischer Strom aus Photovoltaik-Anlagen gewinnt in
Deutschland seit den 1990er Jahren kontinuierlich an Bedeu-
tung. So konnten im Jahr 2017 mit geschätzt 39,9 TWh er-
zeugtem PV-Strom ca. 6,6 % des gesamten deutschen
Brutto-Stromverbrauchs gedeckt werden [2]. Ende des Jah-
res 2017 waren in Deutschland rund 1,64 Millionen PV-Anla-
gen [3] mit einer kumulierten Nennleistung von ca. 42,4 GW
installiert (siehe Abbildung 1.1) [2]. Mit dieser installierten Er-
zeugungsleistung wird die Photovoltaik in Deutschland nur
von der Windenergie übertroffen [2].
Im Zuge der Energiewende werden PV-Anlagen auch zukünf-
tig einen wachsenden Beitrag zur Energieversorgung
Deutschlands liefern. Im Jahr 2017 wurde insgesamt ein PV-
Zubau von etwa 1,7 GW verzeichnet [2]. Damit liegt der aktu-
Bild auf S. 14 © ayutaroupapa/fotolia.com
Abbildung 1.1: Entwicklung der installierten PV-Leistung in Deutschland. Eigene Darstellung der Daten der Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik [2].
1 Einleitung
1.1 Entwicklung der photovoltaischen Stromerzeugung in Deutschland
16 Einleitung
elle Zubau von PV-Leistung unterhalb der im EEG festgeleg-
ten Planungsgröße von 2,5 GW pro Jahr [4]. Nach der Mittel-
fristprognose zur deutschlandweiten Stromerzeugung wird
die PV-Leistung 2020 im Bereich von 49 GW liegen [5]. Die
Forschungs- und Entwicklungsaktivitäten in den Bereichen
der photovoltaischen Stromerzeugung erlauben eine weitere
Ausschöpfung der Technologiepotenziale. So erreicht der no-
minelle Wirkungsgrad bei waferbasierten PV-Technologien
aktuell Spitzenwerte von über 20 % auf Modulebene, wäh-
rend bei Dünnschicht-Modulen bis zu 13 % der eingestrahlten
Sonnenenergie in elektrischen Strom umgewandelt wird [6].
Auch die zu erwartende Lebensdauer von PV-Modulen steigt
seit Jahren stetig an, sodass viele Anbieter heutzutage einen
Leistungserhalt von 90 % der Modulnennleistung über
10 Jahre und 80 % über weitere 15 Jahre garantieren. So
ergibt sich insgesamt ein Garantiezeitraum für die Leistung
von über 25 Jahren [7–9]. Dies hat auch positive Auswirkun-
gen auf die ökologische Nachhaltigkeit von PV-Anlagen. Die
Energierücklaufzeit einer durchschnittlichen modernen deut-
schen PV-Anlage beträgt aktuell etwa 2 Jahre. Eine derart
produzierte Solaranlage erzeugt somit über den Zeitraum ih-
rer gesamten Lebensdauer mindestens das Zehnfache der
Energiemenge, die zu ihrer Herstellung aufgewendet wurde
[6]. Strom aus Photovoltaikanlagen trägt in Deutschland sig-
nifikant zur Reduzierung der gesamtwirtschaftlichen CO2-
Emissionen bei: Laut dem Bundesministerium für Wirtschaft
und Energie konnten im Jahr 2017 ca. 24,5 Mio. Tonnen CO2-
äquivalente Treibhausgase eingespart werden [2].
Neben den Effizienzverbesserungen und längeren Lebens-
dauern von PV-Anlagen haben insbesondere Skaleneffekte
innerhalb der Produktion von Solarmodulen und Wechselrich-
tern in den letzten Jahren zu signifikanten Preisdegressionen
geführt. Ende 2017 lagen diese bei etwa 1.150 €/kWp für PV-
Aufdachanlagen mit Leistungen von mehr als 10 kWp [6].
Abbildung 1.2: Entwicklung der Endkundenpreise von PV-Anlagen zwischen 10 kWp und 100 kWp in Anlehnung an [6].
1 Einleitung
1.2 Herausforderungen einer steigenden Verbreitung dezentraler PV-Anlagen
Einleitung 17
Den nach wie vor hohen Stellenwert der PV-Technologie in
der Gesellschaft zeigt auch die andauernde Forschungsför-
derung der Bundesregierung: Im Jahr 2017 wurden For-
schungsprojekte im Bereich der Photovoltaik mit einer Förder-
summe von rund 85 Millionen Euro angestoßen [10]. Dabei
stehen neben den technischen Weiterentwicklungen von PV-
Anlagen insbesondere die Potenziale intelligenter Strom-
netze (Smart Grids) im Vordergrund. Diese Untersuchungen
thematisieren unter anderem auch die Bedeutung und Ein-
satzmöglichkeiten dezentraler Solarstromspeicher innerhalb
der Netze.
Die dezentrale Stromerzeugung durch PV-Anlagen kann zu
einer effizienteren Stromversorgung führen, bei der lokale
Verbräuche direkt von lokal eingespeistem Solarstrom ge-
deckt werden und die Netzverluste der zentralisierten Strom-
erzeugung vermieden werden [11]. Die Effizienz ist dabei
umso größer, je genauer die erzeugte und verbrauchte Leis-
tung innerhalb eines Netzgebietes zusammenpassen. Gleich-
zeitig ergeben sich durch die vermehrte dezentrale Einspei-
sung von PV-Strom insbesondere für die Verteilnetze des
Elektrizitätssystems neue Herausforderungen. Diese werden
im folgenden Abschnitt zusammengefasst.
1.2 Herausforderungen einer steigenden
Verbreitung dezentraler PV-Anlagen
PV-Anlagen in Deutschland befinden sich überwiegend im
Besitz von Privatpersonen und Landwirten. Insgesamt wird
ca. 80 % der deutschen PV-Leistung in Niederspannungs-
netze eingespeist [12]. Dies entspricht ca. 98 % aller an das
Stromnetz angeschlossenen PV-Anlagen in Deutschland [6].
Einige Niederspannungsnetze sind jedoch den Herausforde-
rungen nicht gewachsen, die durch eine vermehrte dezentrale
Stromerzeugung mit PV-Anlagen entstehen. Zu Zeiten hoher
Sonneneinstrahlung und niedrigem Strombedarf können in
Gebieten mit vielen angeschlossenen Solaranlagen einige
Abschnitte der Netzinfrastruktur überlastet werden [13, 14].
Niederspannungsnetze stellen nach der Höchst-, Hoch- und
Mittelspannungsebene die unterste Spannungsebene der
Versorgung mit elektrischer Energie dar. Sie wurden vor al-
lem für die Verteilung von zentral erzeugtem Strom an private
Endverbraucher ausgelegt und verbinden Gebiete von weni-
gen Kilometern Umkreis miteinander [15].
Abbildung 1.3: Leistungsbedingte Spannung in Niederspannungsnetzen (Qualitative Darstellung).
Länge des Kabels230V
+3%
-3%
U
1 Einleitung
1.2 Herausforderungen einer steigenden Verbreitung dezentraler PV-Anlagen
18 Einleitung
Um die Stabilität des Stromnetzes dauerhaft aufrechtzuerhal-
ten, wurden vom Gesetzgeber Grenzen festgelegt, innerhalb
derer ein sicherer Betrieb gewährleistet werden kann. In der
Europäischen Norm IEC 60038 wurde dazu eine maximal er-
laubte Schwankung der Netzspannung von +/-10 % definiert
(zehn Minuten Mittelwerte) [16]. Die VDE-AR-N 4105 konkre-
tisiert hierzu, dass die durch dezentrale Einspeisung in der
Niederspannungsebene hervorgerufene Spannungserhö-
hung nicht mehr als 3 % der Netzspannung ohne dezentrale
Einspeisung betragen darf [17]. Aufgabe der Netzbetreiber ist
es, ihre Stromnetze so zu dimensionieren, dass die Netz-
spannung zu keiner Zeit dauerhaft durch zu hohe Lasten zu
stark absinkt oder durch zu hohe Einspeisung auf dieser
Spannungsebene über den erlaubten Grenzwert ansteigt.
Im Fall von klassischen Haushaltslasten ergibt sich dabei in
der Regel eine gleichmäßige Verteilung der elektrischen Las-
ten auf den gesamten Netzbereich sowie eine weitgehend
zeitliche Entkopplung der einzelnen Lasten. Deswegen treten
Spitzenverbräuche, welche die Spannungsqualität ernsthaft
beeinträchtigen könnten, nur äußerst selten auf. Bei der ver-
mehrten Einspeisung erneuerbarer Energien durch dezen-
trale Erzeugungsanlagen, insbesondere PV-Anlagen, ist
diese systeminhärente statistische Glättung der Netzbelas-
tung jedoch nicht weiterhin verlässlich annehmbar, da PV-Er-
zeugung lokal mit hoher Gleichzeitigkeit auftritt.
Insbesondere in ländlichen und vorstädtischen Gegenden mit
wenig vermaschten Netzen und tendenziell langen
Strangausläufern bei gleichzeitig hohen verfügbaren Dachflä-
chenpotenzialen kann diese Einspeiseleistung die Spannung
innerhalb des betroffenen Netzstranges anheben und dazu
führen, dass vorgegebene Grenzwerte überschritten werden
(siehe Abbildung 1.3). Netzbetreiber sind in diesem Fall dazu
angehalten, geeignete Maßnahmen zur Netzertüchtigung zu
treffen, sofern es sich nicht als wirtschaftlich unzumutbar er-
weist (§ 12 Abs. 3 EEG [4]) und auf einen weiteren Zubau de-
zentraler Erzeuger verzichtet werden muss [18]. Neben einer
unzulässigen Erhöhung der Versorgungsspannung können
insbesondere punktuelle thermische Belastungen der elektri-
schen Betriebsmittel des Niederspannungsnetzes ein Prob-
lem darstellen. Durch eine unzulässige Erhöhung des Stroms
aufgrund von hohen lokalen Einspeiseleistungen können Be-
triebsmittel wie Erdkabel und Ortsnetztransformatoren deut-
lich schneller altern oder beschädigt werden. Gerade in der
Nähe von Ortsnetzstationen tritt dieser Effekt verstärkt auf, da
dort die elektrischen Ströme aller Netzstränge zusammenge-
führt werden und mehrere Kabeltrassen nah beieinanderlie-
gen, was die Abfuhr der Verlustwärme an die Umgebung er-
schwert [19].
Sind viele Solaranlagen an einen Netzzweig angeschlossen,
kann, gerade bei hoher Sonneneinstrahlung zur Mittagszeit,
der eingespeiste Solarstrom den lokalen elektrischen Ener-
giebedarf übersteigen. Dann kommt es zum Effekt der Last-
flussumkehrung: Anstatt der ursprünglichen Fließrichtung
vom zentralen Erzeuger zum Endverbraucher fließt der Strom
nun vom Niederspannungsnetz in die Mittelspannungsebene
(siehe Abbildung 1.4). Bei massivem Zubau von dezentralen
Erzeugungsanlagen in der Niederspannungsebene kann die-
ser Prozess, neben den erwähnten Herausforderungen be-
züglich der Spannungshaltung und thermischer Belastung
der Betriebsmittel, auch mit erhöhten Netzverlusten verbun-
den sein, da der Strom zusätzliche Umwandlungsstufen
durchlaufen muss und über längere Strecken transportiert
wird [11].
1 Einleitung
1.3 Dezentrale Solarstromspeicher zur Erhöhung des lokalen Eigenverbrauchs
Einleitung 19
Die beschriebenen auftretenden Herausforderungen an die
elektrischen Betriebsmittel von Niederspannungsnetzen mit
einer hohen Durchdringung von PV-Anlagen ergeben sich er-
fahrungsgemäß nur an einzelnen Tagen des Jahres jeweils
für überschaubare Zeiträume – vorwiegend während der Mit-
tagszeit an sonnigen Frühlings- und Sommertagen [20]. Eine
generelle Ertüchtigung der Netzinfrastruktur zur Schaffung
der kurzfristig benötigten zusätzlichen Übertragungskapazitä-
ten erscheint somit teilweise unverhältnismäßig. Alternativ
kann eine dezentrale und bürgernahe Lösung zur verbesser-
ten Netzintegration von erneuerbaren Energien in der Nieder-
spannungsebene durch eine speichergestützte Reduzierung
der maximalen Einspeiseleistung von Photovoltaikanlagen
erreicht werden [20]. Die Potenziale dieses Lösungsansatzes
werden im folgenden Kapitel näher beschrieben.
1.3 Dezentrale Solarstromspeicher zur
Erhöhung des lokalen
Eigenverbrauchs
Dezentrale Solarstromspeicher (PV-Speicher) werden seit ei-
nigen Jahren vermehrt in Forschung, Industrie und Öffentlich-
keit diskutiert. Es handelt sich bei dieser Technologie um
elektrochemische Batteriespeicher, die mit der PV-Anlage
und den elektrischen Verbrauchern eines Haushaltes verbun-
den werden. Im Tagesverlauf speichert die Batterie einen Teil
der nicht direkt lokal verbrauchten Solarenergie ein, um sie
am Abend und in der Nacht bedarfsgerecht zur Verfügung zu
stellen. Somit können die Eigenverbrauchsquote und der Au-
tarkiegrad des Haushaltes deutlich erhöht werden.
Vorteile von PV-Speichern
Die dezentrale Speicherung von Solarstrom erbringt somit bei
entsprechendem Betrieb einen zweifachen Nutzen, sowohl
für den Betreiber des Speichers als auch für das Verteilnetz
(siehe Abbildung 1.5):
Der Betreiber eines PV-Speichers kann durch den Einsatz ei-
nes Solarstromspeichers von langfristig abgesicherten
Strombezugskosten ausgehen. Durch eine Erhöhung seiner
Autarkie kann der Haushalt seinen Strombezug aus dem öf-
fentlichen Stromnetz minimieren und somit der Auswirkung
eines möglicherweise steigenden Strompreises entgegenwir-
ken. Da die Differenz zwischen EEG-Vergütung für Solar-
strom und Strombezugskosten für Endverbraucher seit Jah-
ren stetig steigt, eröffnet sich die Möglichkeit, die individuellen
Strombezugskosten durch eine Erhöhung des Eigenver-
brauchs langfristig zu minimieren (siehe Abbildung 1.6).
Abbildung 1.4: Umkehr des Lastflusses bei hohen lokalen Einspeiseleistungen in Niederspannungsnetzen.
Erzeugung ist
größer als Verbrauch
(Lastflussumkehrung)
1 Einleitung
1.3 Dezentrale Solarstromspeicher zur Erhöhung des lokalen Eigenverbrauchs
20 Einleitung
Das Stromnetz kann durch intelligent betriebene Solarstrom-
speicher signifikant entlastet werden. Durch ein gezieltes,
netzdienliches Einspeichern des überschüssigen Solarstroms
zu Zeiten der Spitzenerzeugung kann die maximale Einspei-
seleistung einer PV-Anlage erheblich reduziert werden. Lo-
kale Probleme mit der Spannungshaltung bzw. der thermi-
schen Überlastung von Betriebsmitteln können somit verläss-
lich entschärft werden [20, 21].
Entlastung der Verteilnetze
Der Einsatz von netzdienlich betriebenen Solarstromspei-
chern kann die Belastung des Netzes durch PV-Anlagen um
den Faktor 1,7 bis 2,5 reduzieren, da bei gleicher installierter
PV-Leistung nur 40 bis 60 % dieser Leistung auch in das Netz
eingespeist wird. Somit kann bei identischer Dimensionierung
eines Niederspannungsnetzes durch den Einsatz von netz-
dienlich betriebenen dezentralen Speichersystemen die ma-
ximale Durchdringung von PV-Leistung um den Faktor
1,7 bis 2,5 erhöht werden, ohne weitere Ertüchtigungsmaß-
nahmen an den elektrischen Betriebsmitteln vornehmen zu
müssen. Die umfangreiche Netzflex-Studie der Deutschen
Energieagentur bestätigt diese Überlegungen und identifiziert
signifikante Kostenreduktionen für den Netzausbau mit Spei-
chern im netzdienlichen Multi-Use-Einsatz [20]. Hierfür müs-
sen die Speicher lediglich in unter 3 % der Zeit aus einem
marktorientierten in einen netzdienlichen Betrieb wechseln
[20]. Um einen netzdienlichen Betrieb der PV-Speichersys-
teme sicherzustellen und die zu erwartenden Netzzustände
für den Netzbetreiber transparent zu machen, hat sich eine
konstante Abregelung der PV-Anlagen an ihrem Netzan-
schlusspunkt bewährt. Nur der Solarstrom, der nach Abzug
von direktem Eigenverbrauch und Einspeicherung in die Bat-
terie ein definiertes Limit (z.B. 50 % der Nennleistung der PV-
Anlage) überschreitet, wird abgeregelt (siehe Abbildung 1.5).
Ein wesentlicher Vorteil von privat betriebenen, dezentralen
PV-Speichern liegt dabei darin, dass die Investitionskosten
zum Großteil durch private Investoren getragen werden, die
aus persönlicher Motivation handeln. Wird der Speicher bei-
spielsweise innerhalb von Förderprogrammen erworben, stel-
len diese oftmals technische Anforderungen an den netzdien-
lichen Betrieb (siehe Kapitel 2).
Abbildung 1.5: Reduzierung der maximalen Einspeiseleistung durch PV-Speicher.
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00
Leis
tung in W
Uhrzeit
Batterieladung
Netzeinspeisung
Hausverbrauch
PV-Erzeugung
1 Einleitung
1.3 Dezentrale Solarstromspeicher zur Erhöhung des lokalen Eigenverbrauchs
Einleitung 21
Kontroversen
Die Beurteilung der langfristigen volkswirtschaftlichen Effekte
von PV-Speichern stellt heute ein politisch breit diskutiertes
Themenfeld dar. Da sich die Einnahmen für den Betreiber ei-
nes Solarstromspeichers aus einem reduzierten mittleren
Strombezugspreis und gegebenenfalls aus einer überlager-
ten Vermarktung ergeben, sind zur Beurteilung der Wirt-
schaftlichkeit auch die geltenden politischen Rahmenbedin-
gungen zu beachten. Hierbei spielt die Zusammensetzung
des Strompreises eine wichtige Rolle: Der durchschnittliche
Endverbraucherstrompreis im Jahr 2017 von ca. 29,3 ct/kWh
setzt sich neben den Kosten von Beschaffung, Vertrieb, Ab-
rechnung und Netzentgelten (insgesamt ca. 46 % der Ge-
samtkosten) insbesondere aus Steuern, Umlagen und Abga-
ben (unter anderem EEG-Umlage, Stromsteuer, Konzessi-
onsabgabe und Umsatzsteuer) zusammen [22]. Etwa die
Hälfte der durch erhöhte Autarkie eingesparten Stromkosten
wird somit der öffentlichen Hand entzogen und steht damit
nicht weiter zur Deckung der zugrundeliegenden gesell-
schaftlichen Aufgaben zur Verfügung. Dieser Effekt wird teil-
weise als indirekte Subvention von Speichern bzw. als „Ent-
solidarisierung“ von der Gesellschaft bewertet. Diese stellt ein
wiederkehrendes Thema in aktuellen Diskussionen über die
mittelfristige Zukunft von PV-Speichern und der dezentralen
Erzeugung im Allgemeinen dar [24–26]. Gleichzeitig entlas-
ten Solarstromspeicher an anderen Stellen: So erhält der Be-
treiber eines PV-Speichersystems für lokal verbrauchten So-
larstrom keine EEG-Vergütung – hinzu kommen auf das Spei-
chersystem entrichtete Umsatzsteuer sowie durch den Spei-
cher erbrachte Systemdienstleistungen. Die derzeitige Bun-
desregierung hat in ihrem Koalitionsvertrag angekündigt, „mit
einer Reform der Netzentgelte die Kosten verursachergerecht
und unter an gemessener Berücksichtigung der Netzdienlich-
keit [zu] verteilen und bei Stromverbrauchern unter Wahrung
der Wettbewerbsfähigkeit mehr Flexibilität [zu] ermöglichen“
[27]. Eine mögliche Neugestaltung der Strompreiszusam-
mensetzung für private Endverbraucher wird in Folge einen
Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit von PV-Speichern haben
und den langfristigen Erfolg der Technologie bestimmen.
Abbildung 1.6: Entwicklung der Einspeisevergütung (PV-Anlagen bis zu 10 kWp) und des mittleren Strompreises [22, 23].
2 Das KfW-Förderprogramm für Solarstromspeicher
2.1 Rahmenbedingungen der Förderung
Das KfW-Förderprogramm für Solarstromspeicher 23
2 Das KfW-Förderprogramm für
Solarstromspeicher
Das erste bundesweite Förderprogramm für dezentrale Solar-
stromspeicher wurde im Jahr 2013 von der Bundesregierung
zusammen mit der KfW-Bank aufgelegt und endete zum
31. Dezember 2015 (siehe auch Jahresbericht zum Speicher-
monitoring 2015 und 2016 [28, 29]). Nach breiter öffentlicher
Debatte wurde im März 2016 mit Verweis auf den Erfolg des
Förderprogramms eine zweite Periode der Speicherförderung
unter verschärften technischen Anforderungen aufgelegt. Im
Folgenden werden die wesentlichen Aspekte der aktuell gel-
tenden KfW-Förderrichtlinien zusammenfassend dargestellt.
2.1 Rahmenbedingungen der Förderung
Die Förderung der kombinierten PV-Speicher ist als KfW-Pro-
gramm (Erneuerbare Energien „Speicher“, Programmnum-
mer 275) ausgestaltet. Sie erfolgt für eine individuelle Anlage
durch einen zinsgünstigen Kredit der KfW-Bank sowie einen
durch das BMWi finanzierten Tilgungszuschuss (TZ). Der
zeitabhängige Fördersatz (FS) für die förderfähigen Speicher-
kosten ist dabei degressiv ausgestaltet und sollte ursprüng-
lich, beginnend von 25 %, halbjährlich um jeweils 3 Prozent-
punkte abgesenkt werden. Im Juni 2017 wurden die Förder-
richtlinien jedoch angepasst: Aufgrund der damaligen hohen
Nachfrage wurden für das Jahr 2017 die Fördermittel aufge-
stockt, um etwa 10.000 Anlagen fördern zu können. Rückbli-
ckend wurden in 2017 rund 7.000 Förderzusagen durch die
KfW-Bank vergeben.
Als Reaktion auf die anhaltenden Preisdegressionen wurden
in diesem Zusammenhang ebenfalls die Degressionsstufen
der Fördersätze vorgezogen. Die resultierenden Fördersätze
sind in Tabelle 2.1 dargestellt. Derzeit beträgt der aktuelle
Fördersatz 10 % der förderfähigen Kosten. Dies entspricht ei-
nem Tilgungszuschuss von durchschnittlich etwa 1.000 € pro
Speichersystem.
Die Möglichkeit einer Förderung steht grundsätzlich Privat-
personen, Freiberuflern, Landwirten, gemeinnützigen Antrag-
stellern und Unternehmen nach der de-minimis Regel offen.
Der Tilgungszuschuss reduziert dabei die Kreditschuld des
Fördernehmers und verkürzt somit die Laufzeit des Kredites,
eine Auszahlung des Tilgungszuschusses ist nicht möglich.
Die Höhe des Tilgungszuschusses ist abhängig von der Art
der Installation:
Für Batteriespeicher, die zu einer bereits bestehenden PV-
Anlage nachgerüstet werden, berechnet sich der Tilgungszu-
schuss direkt aus den gesamten Investitionskosten sowie der
Nennleistung der angeschlossenen PV-Anlage:
𝑇𝑍 [€] = 𝐹𝑆𝑡 [%] ∙ 𝑃𝑃𝑉 [𝑘𝑊𝑝] ⋅ min(𝐾𝐼𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡 [€]
𝑃𝑃𝑉 [𝑘𝑊𝑝], 2200
€
𝑘𝑊𝑝)
Für PV-Speichersysteme, die gleichzeitig mit einer neuen PV-
Anlage installiert werden, wird ein fixer Abzug für die Kosten
der PV-Anlage vom Gesamtpreis angesetzt, der 1.600 €/kWp
beträgt.
Tabelle 2.1: Fördersätze der förderfähigen Kosten im KfW-Programm 275.
Antragszeitraum Fördersatz
01.03.2016 bis 30.06.2016 25 %
01.07.2016 bis 31.12.2016 22 %
01.01.2017 bis 30.06.2017 19 %
01.07.2017 bis 30.09.2017 16 %
01.10.2017 bis 31.12.2017 13 %
01.01.2018 bis 31.12.2018 10 %
Bild auf S. 22 © simonkraus/fotolia.com
2 Das KfW-Förderprogramm für Solarstromspeicher
2.2 Förderungsvoraussetzungen
24 Das KfW-Förderprogramm für Solarstromspeicher
Der Tilgungszuschuss eines PV-Speichersystems, das zu-
sammen mit einer PV-Anlage angeschafft wird, beträgt somit:
𝑇𝑍 [€] = 𝐹𝑆𝑡 [%] ∙ 𝑃𝑃𝑉 [𝑘𝑊𝑝] ⋅ min(𝐾𝐼𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡 [€] − 𝐴𝑏𝑧𝑢𝑔𝑃𝑉 [€]
𝑃𝑃𝑉 [𝑘𝑊𝑝], 2000
€
kWp)
Hierbei ergibt sich der Abzug für die PV-Anlage gemäß fol-
gender Formel:
𝐴𝑏𝑧𝑢𝑔𝑃𝑉 [€] = 𝑃𝑃𝑉 [𝑘𝑊𝑝] ∙ 1.600 €
kWp
Die exakten Konditionen der Kreditvergabe sind daneben von
individuellen Faktoren wie der Bonität des Kreditnehmers so-
wie der Laufzeit des Kredites abhängig. Eine detaillierte und
aktuelle Version der Förderbedingungen kann der Website
der KfW-Bank entnommen werden [30].
2.2 Förderungsvoraussetzungen
Die finanzielle Förderung von PV-Speichern ist an Vorausset-
zungen geknüpft, die eine nachhaltige Entwicklung der Tech-
nologie begünstigen und einen netzentlastenden Betrieb der
Anlagen sicherstellen sollen. Die vollständigen Förderbedin-
gungen können dem Dokument „Bekanntmachung Förderung
von stationären und dezentralen Batteriespeichersystemen
zur Nutzung in Verbindung mit Photovoltaikanlagen vom
17. Februar 2016" [31] sowie dem Dokument „Anlage zum
Merkblatt Erneuerbare Energien - Speicher Technische Min-
destanforderungen" [30] entnommen werden. Im Folgenden
ist eine Zusammenfassung der aus technischer Sicht wich-
tigsten Voraussetzungen einer Förderung aufgelistet.
Gefördert werden können sowohl Batteriespeicher, die
zusammen mit einer neu installierten PV-Anlage ange-
schafft werden, als auch Batteriespeicher, die nachträg-
lich zu einer nach dem 31.12.2012 in Betrieb genomme-
nen PV-Anlage installiert werden.
Die maximale Nennleistung der PV-Anlage, die mit dem
Batteriespeichersystem verbunden wird, darf 30 kWp
nicht überschreiten.
Die geförderten Batteriespeichersysteme müssen sich auf
dem Gebiet der Bundesrepublik Deutschland befinden
und sind mindestens fünf Jahre lang zweckentsprechend
zu betreiben.
Die Leistungsabgabe der PV-Anlage am Netzanschluss-
punkt ist durch geeignete Maßnahmen auf 50 % der
Nennleistung der Photovoltaikanlage zu begrenzen. Die
Verpflichtung zur Leistungsbegrenzung besteht dauerhaft
für die gesamte Lebensdauer der Photovoltaikanlage,
mindestens aber 20 Jahre, und erstreckt sich damit auch
auf einen eventuellen Weiterbetrieb der Photovoltaikan-
lage nach Außerbetriebnahme des Speichersystems. Der
lokale Stromnetzbetreiber erhält dabei die Möglichkeit, die
Leistungsbegrenzung der Photovoltaikanlage auf eigene
Kosten zu überprüfen.
Die Betreiber von KfW-geförderten PV-Speichersystemen
stimmen zu, an einer wissenschaftlichen Evaluierung des
Förderprogramms teilzunehmen (siehe Kapitel 2.3).
Die Wechselrichter der geförderten Speichersysteme
müssen über die nachfolgend aufgelisteten technischen
Spezifikationen verfügen:
o Eine geeignete elektronische und offen gelegte
Schnittstelle zur Fernparametrierung, durch die
eine Neueinstellung der Kennlinien für die Wirk-
und Blindleistung in Abhängigkeit von den Netzpa-
rametern Spannung und Frequenz bei Bedarf
möglich ist.
o Eine geeignete und offen gelegte Schnittstelle zur
Fernsteuerung - ein Eingriff in das System des An-
lagenbetreibers über diese Schnittstellen ist dabei
jedoch nur mit seiner ausdrücklichen Zustimmung
zulässig.
2 Das KfW-Förderprogramm für Solarstromspeicher
2.3 Das Speichermonitoring
Das KfW-Förderprogramm für Solarstromspeicher 25
Die zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme existierenden gül-
tigen Anwendungsregeln und Netzanschlussrichtlinien für
Batteriespeicher sind einzuhalten.
Für die Batterien des Batteriespeichersystems muss eine
Zeitwertersatzgarantie für einen Zeitraum von 10 Jahren
vorliegen (erste Förderperiode: 7 Jahre). Hierbei wird bei
Defekt der Batterien der Zeitwert der Batterien ersetzt. Der
Zeitwert berechnet sich anhand einer über den Zeitraum
von 10 Jahren linear angenommenen jährlichen Abschrei-
bung. Die Zeitwertersatzgarantie ist vom Händler/Herstel-
ler dem Käufer des Batteriesystems gegenüber zu garan-
tieren oder über eine geeignete Versicherungslösung, de-
ren Kosten der Händler/Hersteller trägt, zu gewährleisten.
Die ordnungsgemäße und sichere Inbetriebnahme des
Solarstromspeichers ist durch eine geeignete Fachkraft
zu bestätigen und nachzuweisen.
Von der Förderung ausgeschlossen sind:
o Eigenbauanlagen
o Prototypen (Als Prototyp gelten grundsätzlich An-
lagen, die in weniger als 4 Exemplaren betrieben
werden oder betrieben worden sind)
o Gebrauchte Anlagen
2.3 Das Speichermonitoring
Das Speichermonitoring stellt die wissenschaftliche Begleit-
forschung des Förderprogramms dar. Es wird durch das Bun-
desministerium für Wirtschaft und Energie gefördert und vom
Institut für Stromrichtertechnik und elektrische Antriebe
(ISEA) der RWTH Aachen durchgeführt. Ziel des Monitoring-
programms ist, ein umfassendes Verständnis über die Effekte
der wachsenden Marktbedeutung dezentraler Speichersys-
teme zu gewinnen und den Einfluss des Förderprogramms
auf die Markt- und Technologieentwicklung von Solarstrom-
speichern zu evaluieren. Mit regelmäßigen Fachbeiträgen auf
Konferenzen und durch Veröffentlichungen in Fachmedien
sowie auf dem Webportal www.speichermonitoring.de wer-
den der Öffentlichkeit regelmäßig unabhängige Informationen
zur Verfügung gestellt.
Das Monitoringprogramm gliedert sich organisatorisch in die
drei Phasen des Basis-, Standard- und Intensiv-Monitorings
(siehe Abbildung 2.1).
Basis-Monitoring: Markt- und Technologieentwicklung
Die Datenbasis des Basis-Monitoring sind manuell eingetra-
gene Stammdaten von KfW-geförderten Speicherbetreibern.
Aus diesen Daten kann ein Überblick über die Markt- und
Technologieentwicklung gewonnen werden.
Abbildung 2.1: Übersicht der Datenquellen im Speichermonitoring. Bild © ferkelraggae/fotolia.com.
Erfassung der Daten
durch Nutzer
Erfassung der Daten
durch Messgeräte
Stammdaten
(Basis-Monitoring)
Einzelne Zählerstände
(Standard-Monitoring)
Hochauflösende
Messdaten
(Intensiv-Monitoring)
Logfiles der Zählerstände
(Standard-Monitoring)
Datenbank des
Webportals
2 Das KfW-Förderprogramm für Solarstromspeicher
2.3 Das Speichermonitoring
26 Das KfW-Förderprogramm für Solarstromspeicher
Standard-Monitoring: Energiezählerdaten
Das Standard-Monitoring umfasst die Auswertung von Ener-
giezählerdaten KfW-geförderter Speicherbetreiber und Spei-
chersystem-Log-Daten einiger Hersteller. Diese werden bei-
spielsweise für den Stromverbrauch oder die Bestimmung
von Eigenverbrauchs- und Autarkiegraden verwendet.
Intensiv-Monitoring: Hochauflösende Messdaten
Im Intensiv-Monitoring werden derzeit sechs Speichersys-
teme im Labor und 20 privat betriebene Systeme von KfW-
geförderten Speicherbetreibern hochauflösend im Feld ver-
messen. Die automatisch erfassten und übertragenen Mess-
daten werden für tiefergehende Analysen der technischen Ei-
genschaften der Speichersysteme verwendet.
2.3.1 Das Webportal des Speichermonitorings
Mitte 2014 wurde eine Projektwebsite zum Speichermonito-
ring erstellt (www.speichermonitoring.de). Diese bietet den
Teilnehmern des Förderprogramms eine komfortable Mög-
lichkeit, im Rahmen des Basis- und Standard-Monitorings Da-
ten zur wissenschaftlichen Auswertung zu übermitteln und
stellt zudem interessierten Personen unabhängige Informati-
onen zum Themenkomplex dezentraler Solarstromspeicher
zur Verfügung. In den folgenden Abschnitten werden die un-
terschiedlichen Aspekte der Webpräsenz des Speichermoni-
torings kurz zusammengefasst. Für eine detailliertere Be-
schreibung des Webportals sei auf die vorherigen Jahresbe-
richte aus den Jahren 2015-2017 verwiesen [28, 29, 32].
Informationsportal Solarstromspeicher
Das Webportal bietet ein umfangreiches durch eine unabhän-
gige wissenschaftliche Redaktion erstelltes Informationspor-
tal. Zu den Thematiken zählen die dezentralen Speicherung
von Strom aus Photovoltaikanlagen, die Förderung dezentra-
ler Speicher durch die KfW-Bank sowie die wissenschaftliche
Untersuchung von PV-Speichern.
Registrierung und Stammdatenerfassung
Zur Eingabe der Stammdaten, die im Rahmen des Basis-Mo-
nitorings erforderlich sind, wurde ein dynamischer Online-
Fragebogen unter dem Reiter Meine Anlage erstellt. Im An-
schluss an eine erfolgreiche Registrierung kann umgehend
ein automatisch erstellter Teilnahmenachweis ausgedruckt
werden, der zur Bestätigung der Teilnahme am Monitoring an
die KfW-Bank weitergeleitet werden kann.
2.3.2 Datenschutz
Der Schutz personenbezogener Daten stellt ein zentrales
Thema des Speichermonitorings dar. In Zusammenarbeit mit
dem Datenschutzbeauftragten der RWTH Aachen wurde
dazu ein umfassendes Datenschutzkonzept erarbeitet, das
sowohl eine größtmögliche Sicherung der gesammelten Da-
ten gewährleistet als auch eine hohe Transparenz für die Teil-
nehmer umfasst. Die vollständige zugrundeliegende Daten-
schutzerklärung kann auf der Webseite des Speichermonito-
rings eingesehen werden.
Zentrale Punkte der erarbeiteten Datenschutzerklärung sind:
Die Auswertung der Daten des Basis-Monitorings und des
Standard-Monitorings erfolgen aggregiert und anonym.
Eine Nutzung der erhobenen Daten außerhalb der wis-
senschaftlichen Analyse, insbesondere eine Weitergabe
der Daten zu Werbe- oder Marketingzwecken, ist ausge-
schlossen.
Die gespeicherten Daten werden nach Ende der Projekt-
laufzeit gelöscht oder in einer geeigneten Weise vollano-
nymisiert.
Nur berechtigte Personen haben Zugriff auf die Daten.
Gespeicherte Daten sind jederzeit vor Zugriff oder Ände-
rung durch Dritte gesichert.
Bild auf S. 27 © ingobartussek/fotolia.com
2 Das KfW-Förderprogramm für Solarstromspeicher
2.3 Das Speichermonitoring
Das KfW-Förderprogramm für Solarstromspeicher 27
3 Das Basis-Monitoring
3.1 Datenerhebung und Datenaufbereitung
Das Basis-Monitoring 29
3 Das Basis-Monitoring
Das Basis-Monitoring untersucht die Markt- und Technologie-
entwicklung von Solarstromspeichern in Deutschland. Hierzu
werden zu jedem KfW-geförderten PV-Speichersystem ein-
malig Daten in einem Fragebogen erhoben. Diese Daten um-
fassen unter anderem den Hersteller, die nutzbare Batterie-
kapazität sowie den Kaufpreis des Speichersystems.
3.1 Datenerhebung und Datenaufbereitung
Die Anlagendaten werden durch die Fördernehmer über die
Website www.speichermonitoring.de in ein Onlineformular
eingegeben. Der auszufüllende Fragebogen wurde dabei so
gestaltet, dass er auch von Personen ohne tiefergehendes
technisches Fachwissen in möglichst kurzer Zeit beantwortet
werden kann.
Die im Rahmen des Basis-Monitorings gesammelten Daten
umfassen unter anderem:
PV-Anlage:
o Installationsdatum
o Nennleistung
o Endkundenpreis
Speichersystem
o Installationsdatum
o Endkundenpreis
o Topologie
o Batterietechnologie
o Installierte und nutzbare Batteriekapazität
Kaufmotivation und Betriebserfahrung
Freiwillige Angaben bezüglich der Anzahl der Bewohner
im Haushalt, des jährlichen Energieverbrauchs sowie des
aktuellen Strompreises
Zum Stichtag der Auswertung (31. März 2018) standen die
Stammdaten von mehr als 20.000 registrierten Speichersys-
temen zur Verfügung. Die KfW-Bank hat bis Ende 2017 rund
30.500 Kreditzusagen für geförderte PV-Speicher vergeben
[33]. Die Abweichung zwischen der Anzahl an Kreditzusagen
durch die KfW-Bank und den bereits beim Speichermonitoring
registrierten Anlagen ist dabei auf den üblichen Zeithorizont
zwischen Kreditzusage und Beantragung des Tilgungszu-
schusses zurückzuführen: Der Nachweis zur Registrierung
zum Speichermonitoring ist erst bei Beantragung des Til-
gungszuschusses erforderlich. Dieser erfolgt typischerweise
erst in einem Zeitrahmen von sechs bis neun Monaten nach
Erteilung einer Kreditzusage durch die KfW-Bank.
Die Daten des Basis-Monitorings werden über Online-Frage-
bögen manuell von Privatpersonen eingetragen. Etwaige
Fehler bei der Eingabe können somit grundsätzlich nicht aus-
geschlossen werden. Die Bandbreite möglicher Fehler bei ei-
ner manuellen Eingabe von Daten in Onlineformularen reicht
von Rechtschreibfehlern oder falsch eingetippten Zahlenwer-
ten über Missverständnisse bei der Interpretation des gefrag-
ten Wertes bis hin zu fehlenden Informationen oder Desinte-
resse des Nutzers bezüglich der Eingabe oder der Suche
nach zutreffenden Daten. Für eine ausführliche Behandlung
des Themas der Datenaufbereitung wird an dieser Stelle auf
das Kapitel Datenbereinigung im Jahresbericht 2016 verwie-
sen [29]. Als Teil der Datenbereinigung werden für die ver-
schiedenen Auswertungen unterschiedliche Konsistenzbe-
dingungen angewendet. Die Auswertungen basieren somit
teilweise auf einer unterschiedlichen Anzahl an ausgewerte-
ten Systemen.
Bild auf S. 28 © silvanorebai/fotolia.com
3 Das Basis-Monitoring
3.2 PV-Zubau in Deutschland
30 Das Basis-Monitoring
3.2 PV-Zubau in Deutschland
Dieses Kapitel beschreibt die Entwicklung des PV-Zubaus in
Deutschland.
3.2.1 Entwicklung des PV-Zubaus
Der PV-Zubau in Deutschland steigt wieder an, auch
wenn das jährliche Zubauziel des EEG in 2017 weiterhin
nicht erreicht wurde.
Ende 2017 waren rund 42,4 GW an PV-Leistung in Deutsch-
land installiert. Dabei betrug der PV-Zubau im Jahr 2017 rund
1,7 GW [2]. Zwar ist dies ein Anstieg von ca. 200 MW gegen-
über dem Vorjahr, doch konnte das im EEG festgelegte Ziel
von jährlich 2,5 GW PV-Zubau [4] abermals nicht erreicht
werden. Um den Klimaschutzzielsetzungen gerecht zu wer-
den, wird ein jährlicher Zubau von mindestens 4 bis 5 GW be-
nötigt [6].
Vor diesem Hintergrund kann der derzeitige PV-Zubau als zu
gering bewertet werden. Im Hinblick auf das Jahr 2018 kann
durch die erzielten Preisreduktionen der PV-Module in Kom-
bination mit nahezu gleichbleibenden Vergütungssätzen von
einem anhaltenden Aufwärtstrend ausgegangen werden.
Verglichen mit dem hohen Zubau von jährlich etwa
7 bis 8 GW in den Jahren 2010 bis 2012 befindet sich der PV-
Zubau jedoch weiterhin auf einem vergleichsweise niedrigen
Niveau.
Die KfW-Förderung fördert PV-Speicher mit einer PV-Nenn-
leistung bis zu 30 kWp. Aus diesem Grund beziehen sich die
folgenden Auswertungen dieses Kapitels auf PV-Anlagen bis
zu dieser Nennleistung. Des Weiteren werden die vorliegen-
den Daten analog zum Start des KfW-Förderprogramms ab
dem Jahr 2013 dargestellt.
Abbildung 3.1: Entwicklung der installierten PV-Leistung in Deutschland. Eigene Darstellung der Daten der Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik [2].
3 Das Basis-Monitoring
3.2 PV-Zubau in Deutschland
Das Basis-Monitoring 31
3.2.2 Entwicklung der Neuinstallationen von PV-
Anlagen bis 30 kWp
Im Jahr 2017 wurden rund 30 % mehr PV-Anlagen bis
30 kWp installiert als in 2016.
In 2017 wurden in Deutschland etwa 62.300 PV-Anlagen mit
einer Nennleistung von bis zu 30 kWp installiert (siehe Abbil-
dung 3.2). Damit beträgt das Marktwachstum von 2016 auf
2017 fast 30 %. Dies bedeutet nach einem jahrelangen Rück-
gang der Neuinstallationen bis 2015 nun erstmals wieder ei-
nen deutlichen Anstieg im Zubau kleiner PV-Anlagen.
Der Grund für den ansteigenden PV-Zubau kann teilweise in
den fallenden Modulpreisen gefunden werden, die in Kombi-
nation mit einer nahezu konstanten EEG-Vergütung und ei-
nem leichten Anstieg des Strompreises insgesamt zu einer
höheren Wirtschaftlichkeit von PV-Anlagen führen.
Die Darstellung der PV-Neuinstallationen in Abbildung 3.2 ist
in drei Leistungsklassen unterteilt. Hierbei stellt der Bereich
von 3 bis 10 kWp das Kernsegment für private PV-Speicher
dar. Insgesamt befinden sich derzeit etwa 95 % der PV-Anla-
gen von Speicherbetreibern unterhalb einer Nennleistung von
10 kWp (vgl. Kapitel 3.2.5).
Innerhalb des Segments von 10 bis 30 kWp befinden sich so-
wohl Wohnhäuser als auch kleinere Gewerbe sowie landwirt-
schaftliche Betriebe. Dieses Segment ist seit der Einführung
der EEG-Umlage [4] auf den Eigenverbrauch für PV-Anlagen
ab 10 kWp und der Inbetriebnahme nach dem 01.08.2014
deutlich zurückgegangen. Die in Abbildung 3.2 erkennbare
Verschiebung der PV-Neuinstallationen in den Bereich unter
10 kWp bedeutet, dass bei gleicher Anzahl an PV-Anlagen
weniger Leistung installiert wird. Aus diesem Grund steht die
Einführung der EEG-Umlage auf den Eigenverbrauch in öf-
fentlichen Debatten teilweise in Kritik [34, 35].
Abbildung 3.2: Entwicklung des PV-Zubaus bis 30 kWp. Eigene Darstellung der Meldedaten der Bundesnetzagentur [23].
3 Das Basis-Monitoring
3.2 PV-Zubau in Deutschland
32 Das Basis-Monitoring
3.2.3 Geografische Verteilung der PV-Anlagen
bis 30 kWp
Die südlichen und westlichen Bundesländer dominieren
den PV-Zubau.
Abbildung 3.3 zeigt den kumulierten Zubau von PV-Anlagen
seit 2013 in den deutschen Bundesländern. Der Zubau ist da-
bei jeweils nach Jahren aufgeteilt und es werden ausschließ-
lich PV-Anlagen mit Nennleistungen von bis zu 30 kWp be-
trachtet.
Es ist zu erkennen, dass insbesondere der sonnenintensive
Süden und der bevölkerungsreiche Westen Deutschlands die
höchsten PV-Neuinstallationen aufweisen. Über den gesam-
ten Zeitraum nimmt Bayern die führende Rolle in Bezug auf
die Installationszahlen an PV-Anlagen ein. Allein in 2017 wur-
den der Bundesnetzagentur über 16.000 Neuinstallationen
aus Bayern gemeldet; seit 2013 insgesamt rund 90.000.
Die Bundesländer Nordrhein-Westfalen und Baden-Württem-
berg nehmen mit jeweils etwa zwei Drittel dieser Anzahl Platz
zwei und drei ein. Während Nordrhein-Westfalen im Zeitraum
2013 bis 2016 knapp vor Baden-Württemberg liegt, kann Ba-
den-Württemberg in 2017 einen höheren Zubau an PV-Anla-
gen vorweisen.
Die Bundesländer Niedersachen, Hessen und Rheinland-
Pfalz nehmen mit 20.000 bis 30.000 Neuinstallationen an PV-
Anlagen seit 2013 mittlere Ränge ein, während die überwie-
gend östlichen und nördlichen Bundesländer lediglich Anzah-
len von weniger als 10.000 Anlagen vorweisen. Den Schluss
bilden die Stadtstaaten Berlin, Hamburg und Bremen, die
durch ihre geringen Dachflächenpotenziale pro Einwohner
entsprechend weniger PV-Neuinstallationen aufweisen. Zu
beachten ist hierbei jedoch, dass diese Bundesländer beim
Zubau an PV-Anlagen in Bezug auf das Flächenpotenzial im
Jahr 2017 deutlich bessere Platzierungen einnehmen [36].
Abbildung 3.3: Zubau der PV-Anlagen bis 30 kWp nach Bundesländern. Eigene Darstellung der Meldedaten der Bundesnetzagentur [23].
3 Das Basis-Monitoring
3.2 PV-Zubau in Deutschland
Das Basis-Monitoring 33
3.2.4 Zeitliche Entwicklung der installierten
PV-Anlagengrößen
Die Nennleistungen von PV-Anlagen bis 10 kWp steigen
nach jahrelangem Rückgang wieder an und liegen der-
zeit bei etwa 8 kWp.
Abbildung 3.4 zeigt die arithmetischen Mittel aller in Deutsch-
land installierten PV-Anlagen bis 30 kWp von 2013 bis 2017
unter Verwendung der Meldedaten der Bundesnetzagentur.
Während die durchschnittlichen PV-Nennleistungen seit 2013
kontinuierlich von 9,3 kWp bis 7,8 kWp (2016) abgenommen
haben, ist in 2017 ein leichtes Wachstum auf 8,1 kWp zu er-
kennen. Auch der Median liegt mit 6,6 kWp oberhalb des Ni-
veaus von 2016.
Der Rückgang der durchschnittlichen PV-Nennleistungen in
den Jahren 2014 bis 2016 ist teilweise auf die EEG-Umlage
auf den solaren Eigenverbrauch zurückzuführen, die ab einer
Nennleistung von 10 kWp und der Inbetriebnahme nach dem
01.08.2014 zu zahlen ist [4]. In diesem Zusammenhang kam
es zu einer Verschiebung der relativen Anlagengrößen: Seit-
her werden PV-Anlagen meist kleiner als 10 kWp oder nahe
der 30 kWp Grenze gebaut, während der Bereich dazwischen
nur wenig vertreten ist (vgl. Abbildung 3.2 und Abbildung 3.5).
Ein weiterer Grund kann in der Motivation einer (scheinbar)
renditeoptimierten Auslegung der PV-Anlagen mit hohem Ei-
genverbrauch gesehen werden. Vermehrt wurden von Instal-
lateuren kleine PV-Anlagen mit Nennleistungen von
4 bis 6 kWp beworben, auch wenn diese teilweise deutlich
unter dem Flächenpotenzial des jeweiligen Daches liegen.
Dies ist jedoch im Sinne einer dezentralen Energiewende
nicht optimal.
Abbildung 3.4: Entwicklung der durchschnittlichen PV-Nennleistungen bis 30 kWp. Eigene Darstellung der Meldedaten der
Bundesnetzagentur [23].
3 Das Basis-Monitoring
3.2 PV-Zubau in Deutschland
34 Das Basis-Monitoring
3.2.5 Verteilung der PV-Anlagengrößen
Die Verteilung der PV-Nennleistungen ist geprägt durch
regulatorische Rahmenbedingungen.
Abbildung 3.5 zeigt die Verteilungen der PV-Nennleistungen
der beim Speichermonitoring registrierten PV-Anlagen. Dabei
ist die Verteilung in die Zeiträume 2013 bis 2016 und 2017
unterteilt.
Generell sind zwei Entwicklungen zu erkennen: Zum einen
verschiebt sich die Verteilung um das lokale Maximum von
5 bis 8 kWp hin zu größeren PV-Nennleistungen. Zum ande-
ren ergibt sich ein wachsendes absolutes Maximum zwischen
9 und 10 kWp. Dieses Segment beinhaltet teilweise Anlagen
auf Dachflächen mit höherem Flächenpotenzial, deren Leis-
tung wegen der zu zahlenden EEG-Umlage ab 10 kWp ge-
zielt unter diesem Wert gehalten wird. Bei der Verteilung des
Jahres 2017 ist dieser Bereich mit über 30 % aller PV-Anla-
gen besonders ausgeprägt. Da der erste Zeitraum (2013 bis
2016) nur teilweise von dieser Regelung betroffen war, weist
dieser noch etwa 9 % der PV-Nennleistungen oberhalb von
10 kWp auf; in 2017 sind dies lediglich 5,5 %.
Die arithmetischen Mittel der Anlagengrößen sind in beiden
Zeiträumen identisch und liegen bei 8,1 kWp. Die durch-
schnittlich gestiegenen PV-Nennleistungen unterhalb von
10 kWp gleichen dabei die Rückgänge von größeren PV-
Nennleistungen aus. Diese gegenläufigen Entwicklungen
können auf unterschiedliche Ursachen zurückgeführt werden.
Während die 10 kWp-Grenze politisch motiviert ist, ist die
Verschiebung im mittleren PV-Nennleistungsbereich zwi-
schen 5 und 8 kWp vor allem auf gesunkene PV-System-
preise (siehe Abbildung 1.2) zurückzuführen. Verglichen mit
den Nennleistungen aller PV-Anlagen in Deutschland liegt der
Mittelwerte des Speichermonitorings insgesamt in einem ver-
gleichbaren Bereich um Nennleistungen von rund 8 kWp
(siehe Abbildung 3.4).
Abbildung 3.5: Verteilung der PV-Nennleistungen der beim Speichermonitoring registrierten PV-Anlagen.
Bild auf Seite 35 © simonkraus/fotolia.com
3 Das Basis-Monitoring
3.3 Entwicklung des Solarstromspeicher-Zubaus in Deutschland
36 Das Basis-Monitoring
3.3 Entwicklung des Solarstromspeicher-
Zubaus in Deutschland
Dieses Kapitel stellt die Entwicklung des Solarstromspeicher-
Zubaus in Deutschland dar. Neben der Anzahl und Installati-
onsart wird ebenfalls die geografische Verteilung der Spei-
chersysteme vorgestellt.
3.3.1 Entwicklung der Anzahl an
Solarstromspeichern
Der Markt für Solarstromspeicher wächst rasant: Ende
2017 gab es in Deutschland rund 85.000 PV-Speicher.
Abbildung 3.6 zeigt den halbjährlichen Zubau dezentraler So-
larstromspeicher in Deutschland seit Beginn des KfW-Förder-
programms von 2013 bis 2017. In Abbildung 3.7 sind diesel-
ben Zahlen kumuliert dargestellt. In beiden Abbildungen wird
jeweils zwischen den KfW-geförderten PV-Speichern und den
insgesamt in Deutschland installierten PV-Speichern unter-
schieden. Die Anzahl der Kreditzusagen durch die KfW-Bank
ist in Abbildung 3.6 und Abbildung 3.7 in dunkelblau darge-
stellt. Da zwischen Kreditzusage durch die KfW-Bank und In-
stallation der Speicher jeweils unterschiedlich lange Zeit-
räume liegen, kann die Anzahl der tatsächlich im Feld betrie-
benen Speicher leicht von den dargestellten Zahlen abwei-
chen.
Zur weiteren Beschreibung der beiden Abbildungen können
diese in drei charakteristische Bereiche eingeteilt werden:
Jahre 2013 bis 2015
Jahr 2016
Jahr 2017
Für 2013 bis 2015 wird analog zu den vorherigen Jahresbe-
richten von einem konstanten Anteil an KfW-geförderten
Speichern von rund 55 % ausgegangen.
Im Jahr 2016 (zweiter Zeitraum) ging der Anteil an KfW-ge-
förderten PV-Speichern zurück. Für das erste Halbjahr 2016
wird von einem Anteil an KfW-geförderten Speichersystemen
von ca. 40 % ausgegangen. Im zweiten Halbjahr des Jahres
2016 gab es einen dreimonatigen Förderstopp. Dieser hatte
zur Folge, dass nur etwa 20 % der Speichersysteme gefördert
werden konnten.
Nach Analysen des ISEA wurde im Jahr 2017 etwa jede
zweite PV-Anlage unter 30 kWp zusammen mit einem Spei-
chersystem installiert. Durch den hohen PV-Zubau in 2017
wird davon ausgegangen, dass etwa 31.700 PV-Speicher in-
stalliert wurden, wodurch der Gesamtmarkt auf rund 85.000
Speichersysteme gewachsen ist. Dabei wird angenommen,
dass die Anteile an KfW-geförderten PV-Speichern weiter ab-
genommen haben und in 2017 lediglich jedes fünfte Speicher-
system durch die KfW-Bank gefördert wurde. Das hohe
Wachstum des PV-Speichermarkts kann dabei insbesondere
auf zwei Entwicklungen zurückgeführt werden: Zum einen
weist der PV-Zubau kleiner PV-Anlagen ein Marktwachstum
auf und zum anderen entscheiden sich Anlagenbetreiber im-
mer häufiger dazu, ihre neue PV-Anlage zusammen mit ei-
nem Speichersystem zu installieren.
Die derzeitigen Entwicklungen können als Erfolg des Markt-
anreizprogramms gesehen werden. Während der Markt in
den früheren Jahren der Förderung noch durch das KfW-För-
derprogramm getragen wurde, hat sich in den letzten beiden
Jahren ein stabiler Markt an PV-Speichern ohne Förderung
etabliert.
3 Das Basis-Monitoring
3.3 Entwicklung des Solarstromspeicher-Zubaus in Deutschland
Das Basis-Monitoring 37
Abbildung 3.6: Halbjährlicher Zubau an PV-Speichern in Deutschland von Mai 2013 bis Ende 2017.
Abbildung 3.7: Kumulierte Anzahl der Installationen von PV-Speichern in Deutschland von Mai 2013 bis Ende 2017.
3 Das Basis-Monitoring
3.3 Entwicklung des Solarstromspeicher-Zubaus in Deutschland
38 Das Basis-Monitoring
3.3.2 Entwicklung der kumulierten nutzbaren
Batteriekapazitäten von Heimspeichern
Ende 2017 waren in Deutschland rund 600 MWh an PV-
Speichern mit einer Leistung von ca. 280 MW installiert.
Abbildung 3.8 zeigt die kumulierte nutzbare Batteriekapazität
der PV-Speicher in Deutschland von 2013 bis 2017. Sowohl
die absoluten Installationszahlen an Speichersystemen (vgl.
Kapitel 3.3.1) als auch die durchschnittliche Batteriekapazität
(vgl. Kapitel 3.4.4) weisen ein signifikantes Wachstum auf. Als
Folge zeigt die insgesamt an die Niederspannung ange-
schlossene nutzbare Batteriekapazität einen hohen Zuwachs.
Wurden im Jahr 2016 noch etwa 150 MWh installiert, so stieg
die installierte Batteriekapazität im Jahr 2017 um über 60 %
auf ca. 245 MWh an. Ende 2017 waren insgesamt rund
600 MWh an dezentralen PV-Speichern in Deutschland in-
stalliert.
Unter der Annahme von mittleren Leistungen pro Speicher-
system zwischen 3 und 3,5 kW führt dies zu einer installierten
Gesamtleistung von ca. 280 MW für alle PV-Heimspeicher in
Deutschland.
Anfang März 2018 waren laut Angaben der deutschen Über-
tragungsnetzbetreiber 180 MW an Großspeichern für Primär-
regelleistung präqualifiziert [37]. Unter der Annahme eines
mittleren Verhältnisses von etwa 1,4 MWh/MW (eigene Aus-
wertung der Daten der DOE GLOBAL ENERGY STORAGE
DATABASE [38]) ergibt sich eine insgesamt installierte Kapa-
zität von rund 240 MWh an Großspeichern. Die kumulierten
Werte von Leistung und Kapazität der Heimspeicher überstei-
gen damit die der Batteriegroßspeicher zur Frequenzrege-
lung in Deutschland. Auch für 2018 kann ein Wachstum für
Heim- und für Großspeicher erwartet werden.
Abbildung 3.8: Entwicklung der kumulierten nutzbaren Batteriekapazität von PV-Speichern in Deutschland.
3 Das Basis-Monitoring
3.3 Entwicklung des Solarstromspeicher-Zubaus in Deutschland
Das Basis-Monitoring 39
3.3.3 Art der Speicherinstallation
Etwa 90 % der Heimspeicher werden zusammen mit
einer neuen PV-Anlage installiert.
Abbildung 3.9 zeigt den zeitlichen Verlauf der Installationsart
KfW-geförderter PV-Speicher. Hierbei wird zwischen der ge-
meinsamen Installation von PV-Anlage und Speichersystem
und der Nachrüstung eines Speichersystems an eine beste-
hende PV-Anlage unterschieden.
Der Anteil der gemeinsamen Installationen von PV-Anlage
und Speicher überwiegt dabei über den gesamten Zeitraum
mit Werten oberhalb von 80 %. Dies ist unter anderem auf die
Ausgestaltung des KfW-Förderprogramms zurückzuführen:
Die Bedingungen der KfW-Förderung schließen PV-Anlagen-
betreiber aus, deren PV-Anlage vor dem 31.12.2012 installiert
wurde. Damit sind die Jahre des starken PV-Zubaus von 2010
bis 2012 beispielsweise nicht förderfähig (siehe Abbildung
3.1). Weiterhin ist der wirtschaftliche Nutzen von nachgerüs-
teten Heimspeichern an bestehende PV-Anlagen meist gerin-
ger, da diese noch höhere Einspeisevergütungen erhalten
(vgl. Abbildung 1.6). Eine Erhöhung des Eigenverbrauchs ist
in diesen Fällen aus finanzieller Sicht weniger attraktiv.
Der derzeitige Anteil der Nachrüstungen am Gesamtmarkt
beträgt etwa 10 %. Für die Zukunft kann jedoch von einem
wachsenden Marktsegment an Nachrüstungen ausgegangen
werden: In den kommenden Jahren wird für die ersten PV-
Anlagen der Anspruch auf die EEG-Vergütung nach 20 Jah-
ren Betrieb auslaufen. Somit steigt die Differenz zwischen
Strompreis und Einnahmen durch die Einspeisung (z.B. Ver-
marktung an der Börse) deutlich an und verbessert die Wirt-
schaftlichkeit eines Speichersystems.
Abbildung 3.9: Installationsart der Speichersysteme: Nachrüstung der bestehenden PV-Anlage vs. gemeinsame Neuinstallation von PV-Anlage und Speichersystem.
3 Das Basis-Monitoring
3.3 Entwicklung des Solarstromspeicher-Zubaus in Deutschland
40 Das Basis-Monitoring
3.3.4 Geografische Verteilung der Solarstrom-
speicher in Deutschland
Der Süden und der Westen Deutschlands weisen die
meisten Solarstromspeicher auf.
In Abbildung 3.10 ist die geografische Verteilung der PV-Spei-
chersysteme in Deutschland sowohl absolut (links) als auch
relativ pro 100.000 Haushalte (rechts) dargestellt. Der jährli-
che Zubau an Solarstromspeichern in den einzelnen Bundes-
ländern ist in Abbildung 3.11 dargestellt. Hierbei erfolgt eine
Unterteilung des Zubaus in die Jahre 2013 bis 2017. Bei bei-
den Abbildungen wird die Zuordnung der Speicher zu den
Bundesländern gemäß der geografischen Verteilung der
KfW-geförderten Speichersysteme vorgenommen. Die tat-
sächliche Verteilung der Speichersysteme in Deutschland
kann durch lokale Förderprogramme oder der lokalen Popu-
larität von PV-Speichern von den dargestellten Größen ab-
weichen. Diese Unschärfe wird mit der Einführung des Markt-
stammdatenregisters der Bundesnetzagentur im Dezember
2018 voraussichtlich behoben werden können.
Die sonnenreichen südlichen Bundesländer Bayern und Ba-
den-Württemberg und das bevölkerungsreiche Nordrhein-
Westfalen dominieren die Speicherinstallationen mit etwa
70 % aller in Deutschland installierten PV-Speicher. Insbe-
sondere Bayern nimmt mit fast 34.000 Speichersystemen
über die Jahre 2013 bis 2017 eine führende Stellung ein, wäh-
rend Baden-Württemberg mit gut 13.600 PV-Speichern in der
Gesamtwertung vor Nordrhein-Westfalen einen knappen
zweiten Platz belegt. Beachtlich ist, dass fast 40 % aller ge-
förderten PV-Speicher in Bayern installiert sind. Diese Gege-
benheit könnte neben dem hohen PV-Zubau in Bayern (vgl.
Kapitel 3.2.3) unter anderem mit dem zeitgleich laufenden
landesweiten Förderprogramm „10.000-Häuser-Programm“
in Bayern zusammenhängen, das eine Kombination mit der
KfW-Förderung ermöglicht.
In den nord- und ostdeutschen Bundesländern fällt die Anzahl
der installierten Speichersysteme dagegen jeweils deutlich
geringer aus. Verglichen mit der Analyse in den Jahresberich-
ten 2015 und 2016 ist keine signifikante Veränderung der
räumlichen Verteilung festzustellen: Die Konzentration von
PV-Speichern auf die bevölkerungs- bzw. sonnenreichen
Bundesländer im Westen und Süden der Republik und eine
dagegen unterdurchschnittliche Verteilung von Speichersys-
temen im Norden bzw. Osten Deutschlands decken sich auch
mit der geografischen Verteilung von kleinen PV-Anlagen in
Deutschland (vgl. Abbildung 3.3). Die haushaltsbezogenen
Speicherinstallationszahlen bestätigen eine verstärkte Kon-
zentration der PV-Speicher in Bayern sowie eine geringere
Verteilung in den nördlichen und östlichen Bundesländern
Deutschlands. Die westlichen Bundesländer hingegen wei-
sen eine durchschnittliche Dichte an PV-Speichern auf. Hier-
bei ist auffällig, dass die verhältnismäßig hohe absolute An-
zahl an Speichern in NRW durch die vielen Haushalte in die-
sem Bundesland relativiert wird. Die Bundesländer Nieder-
sachsen, Hessen und Rheinland-Pfalz befinden sich mit
4.000 bis 7.500 Speichern im Mittelfeld, während die über-
wiegend östlichen und nördlichen Bundesländer deutlich ge-
ringere Anzahlen an Solarstromspeichern unterhalb von
2.000 Speichersystemen aufweisen. Analog zu der Verteilung
der PV-Anlagen (siehe Abbildung 3.3) bilden die Stadtstaaten
Berlin, Hamburg und Bremen den Abschluss der Rangord-
nung.
In Anhang A ist der Zubau an PV-Anlagen und PV-Speichern
für das Jahr 2017 analog zu den vorherigen Jahresberichten
tabellarisch aufgeführt. Durch die Verteilung der PV-Speicher
nach KfW-Förderung ergeben sich rechnerische Verhältnisse
des Speicherzubaus zum PV-Zubau von etwa 5 % in Sach-
sen bis fast 90 % in Bayern. Im Schnitt wird in Deutschland
derzeit rund jede zweite PV-Anlage zusammen mit einem
Speichersystem installiert.
3 Das Basis-Monitoring
3.3 Entwicklung des Solarstromspeicher-Zubaus in Deutschland
Das Basis-Monitoring 41
Abbildung 3.10: Geografische Verteilung der Solarstromspeicher in Deutschland absolut (links) und relativ pro 100.000 Haus-halte (rechts). Stand Ende 2017. Anzahl an Haushalten übernommen von Statista GmbH [39].
Abbildung 3.11: Zubau der Solarstromspeicher aufgeteilt nach Bundesländern und Jahren. Die Verteilung der Speicher auf die Bundesländer erfolgt nach dem jeweiligen Anteil in der KfW-Förderung. Diese muss nicht der tatsächlichen Verteilung aller Solarstromspeicher in Deutschland entsprechen.
3 Das Basis-Monitoring
3.4 Systemdesign dezentraler Solarstromspeicher
42 Das Basis-Monitoring
3.4 Systemdesign dezentraler
Solarstromspeicher
Dieses Kapitel stellt die Entwicklung des technischen System-
designs dezentraler Solarstromspeicher in Deutschland vor.
Hierzu zählen unter anderem die Batterietechnologie, die
Systemtopologie und die Entwicklung der nutzbaren Batterie-
kapazität.
3.4.1 Batterietechnologien KfW-geförderter
Solarstromspeicher
Der Großteil heutiger Heimspeicher verwendet Lithium-
Ionen-Batterien.
Die in den letzten Jahren häufigsten Batterietechnologien für
dezentrale Solarstromspeicher sind Blei-Säure- und Lithium-
Ionen-Batterien. Während zu Beginn der ersten Periode des
KfW-Förderprogramms noch rund 70 von 100 Speichersyste-
men mit Blei-Säure-Batterien ausgestattet waren, zeigt sich
seither ein stetig zunehmender Trend hin zu Lithium-Ionen-
Batterien. Im Jahr 2017 wurden fast alle der neu installierten
Speichersysteme mit Lithium-Ionen-Batterien ausgestattet.
Dies kann einerseits auf die starken Preissenkungen dieser
Speichersysteme zurückgeführt werden (siehe auch Abbil-
dung 3.22). Andererseits sind auch kompaktere Bauweisen,
längere Lebensdauern sowie höhere Effizienzwerte als we-
sentliche Verkaufsargumente für Lithium-Ionen-Batterien zu
sehen [32].
Aufgrund der führenden Stellung von Lithium-Ionen-Techno-
logien bei PV-Speichern, beziehen sich die folgenden Aus-
wertungen hauptsächlich auf Lithium-Ionen-Speichersys-
teme. Damit sind nicht alle Auswertungen dieses Berichts mit
den vorherigen Jahresberichten bedingungslos vergleichbar,
in denen Bleibatterien teilweise noch stärker berücksichtigt
wurden.
Abbildung 3.12: Batterietechnologien KfW-geförderter PV-Speicher aufgeteilt in Lithium und Blei.
3 Das Basis-Monitoring
3.4 Systemdesign dezentraler Solarstromspeicher
Das Basis-Monitoring 43
3.4.2 Systemtopologien KfW-geförderter
Solarstromspeicher
Etwas mehr als die Hälfte der PV-Speicher sind
AC-gekoppelt.
Abbildung 3.13 zeigt den Marktanteil der verschiedenen Sys-
temtopologien von PV-Speichern. Hierbei wird zwischen AC-
und DC- gekoppelten Speichersystemen unterschieden. PV-
generatorgekoppelte Speichersysteme werden dabei als DC-
gekoppelte Topologie erfasst, auch wenn diese technisch
nicht identisch sind.
Über den gesamten Zeitraum machen AC-gekoppelte Spei-
chersysteme etwas mehr als die Hälfte des Gesamtmarkts
aus. Während der Markt zu Beginn ziemlich ausgeglichen
war, beträgt der Anteil an DC-gekoppelten PV-Speichern
etwa 43 % gegen Ende 2017.
Generell bieten AC-Systeme den Vorteil einer freien Dimen-
sionierung von PV-Anlage und Batteriespeicher sowie einer
einfacheren Nachrüstung an bestehende PV-Anlagen. Befür-
worter DC-gekoppelter Speichersysteme geben dagegen als
Vorteile dieser Systemart tendenziell höhere Effizienzen an,
da der PV-Strom auf dem Weg zur Batterie nicht in Wechsel-
strom umgewandelt werden müsse. Umfangreiche Messun-
gen des ISEA haben jedoch gezeigt, dass generelle Aussa-
gen zu den real erreichbaren Wirkungsgraden von Heimspei-
chern nicht ausschließlich aufgrund der verwendeten Sys-
temtopologie getroffen werden können [28, 29, 32].
Zur Vereinheitlichung der Charakterisierung von PV-Spei-
chern wurde unter Mitarbeit des ISEA, Herstellern, Verbän-
den und Forschungsinstituten der „Effizienzleitfaden PV-
Speicher“ herausgegeben [40]. Dieser definiert einheitliche
Testverfahren und Datenblattangaben.
Abbildung 3.13: Systemtopologien KfW-geförderter PV-Speicher.
3 Das Basis-Monitoring
3.4 Systemdesign dezentraler Solarstromspeicher
44 Das Basis-Monitoring
3.4.3 Verteilung der nutzbaren Batteriekapazität
von Solarstromspeichern
Die nutzbare Batteriekapazität von Heimspeichern
nimmt zu. Dabei entstehen neue Kapazitätssegmente.
Abbildung 3.14 zeigt die Dichtefunktion der nutzbaren Batte-
riekapazität von Lithium-Ionen-Speichersystemen für die
Jahre 2013 bis 2016 und das Jahr 2017. In 2017 wurden mit
durchschnittlich 7,8 kWh deutlich größere nutzbare Kapazitä-
ten installiert als im vorherigen Zeitraum (6,1 kWh).
Der Großteil der PV-Speicher befindet sich mit rund 55 %
(2013 bis 2016) bzw. 47 % (2017) zwischen 4 und 7 kWh. In-
nerhalb dieses Segments haben sich die Kapazitäten jedoch
hin zu größeren Werten verschoben. Zudem zeichnet sich ein
deutliches Wachstum im Kapazitätssegment von
8 bis 11 kWh ab: Während von 2013 bis 2016 etwa 15 % der
Speichersysteme in diesem Bereich liegen, weisen in 2017
rund 30 % der Speichersysteme nutzbare Kapazitäten zwi-
schen 8 und 11 kWh auf. Auch die Anteile der Speichersys-
teme oberhalb von 11 kWh verdoppelten sich auf rund 10 %.
Die Marktsegmente unterhalb von 4 kWh nutzbarer Kapazität
haben sich um den Faktor 3 auf etwa 6 % verringert.
Der Trend hin zu größeren nutzbaren Batteriekapazitäten
kann durch die Entwicklung des durchschnittlichen Investiti-
onsvolumens für ein Speichersystem erklärt werden (siehe
Abbildung 3.24). Die Zahlungsbereitschaft von etwa 10.000 €
ist in den letzten Jahren nahezu konstant geblieben. Die
Preise sind seit 2013 jedoch um über 50 Prozent gefallen
(siehe Abbildung 3.22). Folglich werden tendenziell größere
Speichersysteme gekauft. An dieser Stelle sollte beachtet
werden, dass insbesondere bei kleinen und mittleren PV-
Nennleistungen die Vergrößerung eines Speichersystems
nur noch geringen Einfluss auf die Autarkie und den Eigen-
verbrauch hat (vgl. Kapitel 4.3).
Abbildung 3.14: Dichtefunktionen der nutzbaren Batteriekapazität registrierter Lithium-Ionen-Solarstromspeicher.
3 Das Basis-Monitoring
3.4 Systemdesign dezentraler Solarstromspeicher
Das Basis-Monitoring 45
3.4.4 Zeitliche Entwicklung der
Batteriekapazitäten von Heimspeichern
Die durchschnittlich nutzbare Batteriekapazität ist seit
Anfang 2015 um 45 % gestiegen.
In Abbildung 3.15 ist die zeitliche Entwicklung der Batterieka-
pazitäten der geförderten Speichersysteme mit Lithium-Io-
nen-Batterien dargestellt. Die nutzbare Batteriekapazität be-
schreibt dabei den Kapazitätsbereich der Batterie, der für den
regulären Betrieb (das Speichern von Solarstrom) freigege-
ben ist. Die installierte Batteriekapazität umfasst zusätzlich
durch den Hersteller festgelegte Sicherheitsmargen und Alte-
rungsreserven (vgl. Kapitel 5.6).
Nach leichtem Rückgang der durchschnittlich nutzbaren Bat-
teriekapazität bis Ende 2014, stieg diese Größe zwischen An-
fang 2015 (5,5 kWh) und Ende 2017 (8 kWh) um rund 45 %
an. Dieses Wachstum ist vor allem auf die seit Beginn des
Speichermonitorings praktisch konstante Investitionsbereit-
schaft der Speicherbetreiber von rund 10.000 € zurückzufüh-
ren (vgl. Abbildung 3.24). Sinkende Batteriesystemkosten
führen dabei unmittelbar zu größeren Kapazitäten.
Gleichzeitig nimmt der relative Anteil der nutzbaren an der in-
stallierten Batteriekapazität kontinuierlich zu. Betrug dieser
Anfang 2013 noch rund 75 %, sind es Ende 2017 bereits
90 %. Dies kann einerseits auf verbesserte Erfahrungswerte
der Hersteller mit den verwendeten Zellen zurückgeführt wer-
den, die die Nutzung eines größeren Spannungsbereichs er-
möglichen. Andererseits ist teilweise zu beobachten, dass
Hersteller ihre Batteriekapazitäten umdeklarieren, um eine
angeblich 100-prozentig nutzbare Batteriekapazität als Quali-
tätsmerkmal zu vermarkten. In diesem Fall wird gegenüber
dem Kunden eine geringere Kapazität kommuniziert als tat-
sächlich verbaut ist. Um Alterungseffekten entgegenzuwir-
ken, wird dann im Laufe der Betriebsjahre der freigegebene
Kapazitätsbereich sukzessiv erweitert, sodass die nutzbare
Batteriekapazität konstant bleibt.
Abbildung 3.15: Entwicklung der durchschnittlichen Kapazitäten von Lithium-Ionen-Solarstromspeichern.
3 Das Basis-Monitoring
3.4 Systemdesign dezentraler Solarstromspeicher
46 Das Basis-Monitoring
3.4.5 Nutzbare Batteriekapazität in Abhängigkeit
von der PV-Nennleistung
Größere PV-Anlagen haben tendenziell auch größere
nutzbare Batteriekapazitäten.
In Abbildung 3.16 sind die durchschnittlichen Auslegungen
der beim Speichermonitoring registrierten Batteriespeicher
für unterschiedliche Leistungsklassen von PV-Anlagen dar-
gestellt. Abbildung 3.17 zeigt dieselben Informationen in einer
anderen Darstellung: Hierbei wird das Verhältnis von nutzba-
rer Batteriekapazität und PV-Nennleistung zeitlich aufgelöst
dargestellt. Für die zeitliche Entwicklung wird zwischen den
Zeiträumen 2013 bis 2016 und 2017 unterschieden.
Analog zu den Ergebnissen aus den vorherigen Jahresberich-
ten zeigt sich, dass es für PV-Anlagen im Leistungsbereich
unter 15 kWp eine moderate positive Korrelation zwischen
PV-Anlagengröße und nutzbarer Kapazität des Batteriespei-
chers gibt. So besitzen Anlagenbetreiber mit kleineren PV-
Anlagen tendenziell auch eher kleiner dimensionierte Spei-
chersysteme, während Betreiber größerer PV-Anlagen im
Mittel zu größeren Batteriekapazitäten tendieren. Dies ist im
Sinne einer möglichst vollständigen Ausnutzung der nutzba-
ren Batteriekapazität nachvollziehbar: Der größere und
dadurch kostenintensivere Speicher soll im Sinne einer wirt-
schaftlich optimalen Betriebsweise möglichst täglich durch
die PV-Anlage vollständig geladen werden, da ungenutzte
Speicherkapazitäten bezogen auf eine Amortisierung durch
eingesparte Stromkosten keinen Mehrwert erbringen können.
Ein großer Speicher benötigt somit eine große PV-Anlage, um
regelmäßig vollständig geladen zu werden.
In der Leistungsklasse größer als 15 kWp ist eine stärkere
Zunahme der Batteriekapazität erkennbar. Dies ist insbeson-
dere darauf zurückzuführen, dass ab PV-Nennleistungen von
15 kWp nicht mehr nur privat betriebene PV-Speicher, son-
dern vermehrt (insbesondere landwirtschaftliche) Betriebe mit
großen Dach- oder Freiflächen und entsprechend dimensio-
nierten PV-Anlagen bis 30 kWp in die Bewertung einfließen.
Darüber hinaus weisen gewerbliche Betreiber von kombinier-
ten PV-Speichersystemen häufig auch einen erhöhten Strom-
bedarf auf (siehe hierzu auch Kapitel 4.2.2).
In Abbildung 3.17 ist eine Verschiebung des Verhältnisses
von Batteriekapazität zu PV-Leistung hin zu größeren Werten
zu erkennen. Dies bedeutet: Hatte eine durchschnittliche PV-
Anlage von 8 kWp im ersten Zeitraum (2013 bis 2016) noch
ein Speichersystem von durchschnittlich 6,6 kWh (Rechnung:
8 𝑘𝑊𝑝 ∙ 0,82 𝑘𝑊ℎ
𝑘𝑊𝑝= 6,6 𝑘𝑊ℎ) , so wäre zu einer gleichgroßen
PV-Anlage in 2017 ein Speichersystem von rund 8 kWh in-
stalliert worden. 75 % der Werte in 2017 liegen zwischen
0,6 und 1,2 kWh/kWp, während die übrigen Bereiche nur we-
nig vertreten sind. Nur etwa 2 % der geförderten Speichersys-
teme haben ein Verhältnis oberhalb von 2 kWh/kWp, wobei
der Extremwert bei etwa 9 kWh/kWp liegt. Eine solche Über-
dimensionierung ist jedoch im Sinne der optimalen Ausnut-
zung eines Speichersystems nicht sinnvoll, da die PV-Anlage
in diesem Fall nicht in der Lage ist, das Speichersystem re-
gelmäßig vollständig zu laden.
Insgesamt veranschaulicht diese Abbildung die Entwicklun-
gen der PV-Nennleistungen und der nutzbaren Batteriekapa-
zitäten (Abbildung 3.5 und Abbildung 3.14): Das hohe Wachs-
tum der nutzbaren Batteriekapazität führt dazu, dass auch der
Quotient aus Kilowattstunden und Kilowattpeak ansteigt.
3 Das Basis-Monitoring
3.4 Systemdesign dezentraler Solarstromspeicher
Das Basis-Monitoring 47
Abbildung 3.16: Durchschnittlich nutzbare Batteriekapazität der registrierten Lithium-Ionen-Speichersysteme in Abhängigkeit von der installierten PV-Nennleistung. Zeitraum: 2013 bis 2017.
Abbildung 3.17: Verhältnis der nutzbaren Batteriekapazität von Lithium-Ionen-Speichersystemen zur PV-Nennleistung.
3 Das Basis-Monitoring
3.4 Systemdesign dezentraler Solarstromspeicher
48 Das Basis-Monitoring
3.4.6 Nutzbare Batteriekapazität in Abhängigkeit
vom Stromverbrauch vor Speicherkauf
Haushalte mit hohen Stromverbräuchen haben
tendenziell auch größere nutzbare Batteriekapazitäten.
Abbildung 3.18 zeigt die typischen Auslegungen der re-
gistrierten Batteriespeichersysteme in Abhängigkeit vom
durchschnittlichen jährlichen Stromverbrauch der Haushalte
vor Speicherkauf. Dieser Wert bezieht sich also auf das Jahr
vor Installation des PV-Speichers – die gemessenen Strom-
verbräuche von Haushalten mit Speichersystemen werden in
Kapitel 4.2.2 näher betrachtet.
Unterhalb von 3.000 kWh/a kann keine Korrelation zwischen
dem Jahresstromverbrauch und der Speicherkapazität (je-
weils etwa 5 kWh) erkannt werden. Dies ist vermutlich auf das
derzeitige Produktportfolio zurückzuführen, das insbesondere
den Kapazitätsbereich ab 4 kWh abdeckt. Höhere Preise pro
nutzbare Kilowattstunde für verhältnismäßig kleinere Spei-
chersysteme (vgl. Abbildung 3.23) könnten in der Folge zur
Wahl eines etwas größeren Speichersystems führen. Ab hö-
heren Jahresstromverbräuchen von rund 5.000 kWh/a ist
eine Zunahme der nutzbaren Batteriekapazität und dem jähr-
lichen Stromverbrauch zu erkennen: Haushalte mit höherem
Stromverbrauch besitzen tendenziell größere Speichersys-
teme. Bis zu einem Stromverbrauch zwischen 9.000 kWh/a
und 10.000 kWh/a steigt die nutzbare Batteriekapazität hier-
bei auf einen Wert von rund 8 kWh an.
Oberhalb eines jährlichen Stromverbrauchs von
10.000 kWh/a ist wiederum ein stärkerer Anstieg der nutzba-
ren Batteriekapazität zu beobachten. Dieser ist insbesondere
auf die Zusammenfassung der Bereiche von 10.000 kWh/a
bis 60.000 kWh/a zu einem Balken zurückzuführen, die im
Sinne einer besseren Lesbarkeit der Abbildung gewählt
wurde. Dadurch entspricht dieser Bereich nicht der zuvor li-
nearen Skalierung der x-Achse. Die Angaben über die höhe-
ren Stromverbräuche können vor allem auf kleine Gewerbe
und landwirtschaftliche Betriebe zurückgeführt werden, die
neben erweiterten Dach- bzw. Freiflächen zur Installation von
PV-Modulen typischerweise auch einen gegenüber Haushal-
ten deutlich erhöhten jährlichen Strombedarf haben.
Abbildung 3.19 zeigt die Verteilung des dimensionslosen Ver-
hältnisses von der nutzbaren Batteriekapazität zum jährlichen
Stromverbrauch. Dabei wird die nutzbare Kapazität zur bes-
seren Vergleichbarkeit mit dem Faktor 1.000 multipliziert. Für
ein beispielhaftes 5 kWh Speichersystem in einem Haushalt
mit einem jährlichen Stromverbrauch von 5.000 kWh ergäbe
sich folglich ein Verhältnis von 1 ( 5 𝑘𝑊ℎ ∙1.000
5.000 𝑘𝑊ℎ = 1 ). Dem-
nach kann das Verhältnis als „relative Größe“ des Speicher-
systems gesehen werden.
Bei Betrachtung von Abbildung 3.19 kann eine generelle Ver-
schiebung hin zu größeren Verhältnissen gesehen werden.
Wurde bspw. von 2013 bis 2016 bei einem Stromverbrauch
von etwa 5.000 kWh/a noch ein durchschnittliches Speicher-
system von 6,5 kWh (Verhältnis 1,3) installiert, stieg dieser
Wert im Jahr 2017 auf 8 kWh (Verhältnis 1,6) an. Des Weite-
ren ist ein gleichmäßigerer Verlauf der Verteilung des Jahres
2017 zu erkennen. Diese Entwicklung spiegelt ein breiter wer-
dendes Produktportfolio des Marktes wider, das passende
Lösungen für eine Vielzahl von möglichen Anwendungsfällen
bieten kann.
Zu beachten ist hierbei, dass die angegebenen Stromver-
bräuche der Monitoringteilnehmer in den letzten Jahren etwa
konstant geblieben sind. Die Verschiebung der Verteilung hin
zu größeren Verhältnissen ist aus diesem Grund einzig auf
die Zunahme der durchschnittlich nutzbaren Batteriekapazi-
täten der Speichersysteme zurückzuführen (vgl. hierzu auch
Abbildung 3.14 und Abbildung 3.15).
3 Das Basis-Monitoring
3.4 Systemdesign dezentraler Solarstromspeicher
Das Basis-Monitoring 49
Abbildung 3.18: Durchschnittlich nutzbare Batteriekapazität der registrierten PV-Speicher in Abhängigkeit vom jährlichen Stromverbrauch. Zeitraum: 2013 bis 2017.
Abbildung 3.19: Verhältnis von nutzbarer Batteriekapazität zum jährlichen Stromverbrauch. Ein Verhältnis von 1 bedeutet
bspw. eine Kapazität von 6 kWh bei einem jährlichen Stromverbrauch von 6.000 kWh. Zeitraum: 2013 bis 2017.
3 Das Basis-Monitoring
3.5 Marktanteile und Preise
50 Das Basis-Monitoring
3.5 Marktanteile und Preise
In diesem Kapitel werden die Marktanteile der Hersteller von
PV-Speichern und die Entwicklung der Endkundensys-
tempreise vorgestellt.
3.5.1 Marktanteile der Hersteller von geförderten
PV-Speichern
Inländische Hersteller dominieren weiterhin den PV-
Speichermarkt in Deutschland.
Abbildung 3.20 zeigt die Anzahl der beim Speichermonitoring
registrierten PV-Speicher der 12 markthäufigsten Hersteller in
den Jahren 2013 bis 2017. Eine Liste der Top 20 Hersteller
kann in Anhang B gefunden werden. Es ist zu beachten, dass
die Auswertungen nicht den Gesamtmarkt, sondern aus-
schließlich die Marktanteile innerhalb der KfW-Förderung dar-
stellen. Zur Interpretation der Auswertungen sind außerdem
folgende Randbedingungen zu berücksichtigen:
Die Analysen basieren auf den Angaben der jeweiligen
Speicherbetreiber. Fehleinschätzungen oder Falschein-
gaben der Betreiber können somit grundsätzlich zu einer
fehlerhaften Zuordnung der Anlage führen (siehe Kapi-
tel 3.1). Dies gilt jedoch statistisch gesehen für alle be-
trachteten Systeme in gleicher Weise; die Ergebnisse der
Analyse sind somit grundsätzlich als stabil einzuschätzen.
Ein Teil der Fördernehmer hat anstelle des Speichersys-
temherstellers ausschließlich den Namen des Batteriemo-
dulherstellers angegeben. Diese externen Batterien wer-
den an Batteriewechselrichtern ohne eigenen Energie-
speicher angeschlossen, wie sie beispielsweise von SMA,
Fronius oder Kostal vertrieben werden. Im Rahmen der
Analyse ist daher tendenziell von einer Unterbewertung
von Herstellern kombinierter Speichersysteme (Batterie-
wechselrichter von Hersteller A und Batterie von Herstel-
ler B) auszugehen.
Seit Beginn des Speichermonitorings stellt die Firma Sonnen
mit derzeit über 3.500 registrierten Speichersystemen den
Hersteller mit den meisten KfW-geförderten Speichern dar.
Auf Platz zwei und drei folgen DEV Senec (etwa 3.000 re-
gistrierte PV-Speicher) und E3/DC (etwa 2.700 registrierte
Systeme). Die Top 5 Hersteller werden abgeschlossen von
SMA (etwa 1.900 Registrierungen) und LG Chem (rund 1.500
registrierte Heimspeicher).
In Abbildung 3.21 sind zusätzlich die prozentualen Marktan-
teile der Neuinstallationen im Jahr 2017 sowie im Zeitraum
2013 bis 2016 dargestellt. Die Sortierung erfolgt dabei gemäß
den Marktanteilen des Jahres 2017. Es zeigt sich, dass Son-
nen auch im Jahr 2017 mit rund 19 % auf dem ersten Platz
liegt. Die Firma E3/DC kann im Jahr 2017 Platz zwei mit 18 %
einnehmen und auf Platz drei folgt LG Chem. Die Deutsche
Energieversorgung Senec und die Firma SMA belegen im
Jahr 2017 innerhalb der KfW-Förderung Platz vier und fünf.
Hierbei ist wiederum zu beachten, dass einige Batteriespei-
cher (beispielsweise von LG Chem oder Mercedes-Benz)
ohne eigene Wechselrichter vertrieben werden, was teilweise
zu fehlerhaften oder unvollständigen Nutzereinträgen in der
Datenbank des Speichermonitorings führt. Insbesondere der
KfW-spezifische Marktanteil der Firma SMA liegt aus diesem
Grund vermutlich deutlich höher als in Abbildung 3.20 und Ab-
bildung 3.21 dargestellt.
Insgesamt nehmen die Top 5 Hersteller einen Marktanteil von
mehr als 60 % in der KfW-Förderung ein. Die Firmen Solar-
watt und Tesla kommen mit steigenden Marktanteilen nach
KfW-Förderung auf jeweils etwa 5 % der registrierten PV-
Speicher.
3 Das Basis-Monitoring
3.5 Marktanteile und Preise
Das Basis-Monitoring 51
Abbildung 3.20: Übersicht der 12 Hersteller mit den meisten registrierten KfW-geförderten PV-Speichern von 2013-2017.
Abbildung 3.21: Marktanteile nach KfW-Förderung der 10 Hersteller mit den meisten registrierten PV-Speichern im Jahr 2017.
3 Das Basis-Monitoring
3.5 Marktanteile und Preise
52 Das Basis-Monitoring
3.5.2 Endkundenpreise KfW-geförderter
Speichersysteme
Die Endkundenpreise für Lithium-Ionen-Speicher haben
sich seit Mitte 2013 halbiert.
In Abbildung 3.22 ist die Entwicklung der normierten Endkun-
densystempreise von PV-Speichern mit Lithium-Ionen-Tech-
nologie seit Beginn des KfW-Förderprogramms im Mai 2013
bis Ende 2017 dargestellt. Für die Auswertung gelten fol-
gende Randbedingungen:
Dargestellt sind die angegebenen Speichersystempreise
pro Kilowattstunde der nutzbaren Batteriekapazität.
Die angegebenen Preise beziehen sich jeweils auf das
gesamte Speichersystem (Batteriespeicher, Leistungs-
elektronik, Schütze, Sensoren etc.).
PV-Module und Installationskosten sind nicht Teil der Dar-
stellung.
Nachgerüstete Speichersysteme und Neuinstallationen
von Komplettsystemen (PV-Anlage und Speicher) werden
gemischt betrachtet.
DC- und AC-Systeme werden gemischt betrachtet. Bei
AC-gekoppelten Speichersystemen geht der PV-Wech-
selrichter nicht in die Berechnung des Preises mit ein.
Die angegebenen Preise verstehen sich inklusive der ge-
setzlichen Mehrwertsteuer von 19 %.
Wurden die Speichersystem- und Installationskosten als
Paketpreis angegeben, so wird für die Installation des
Speichers der Mittelwert der angegebenen Installations-
kosten von Batteriespeichern abgezogen.
Die Preise für PV-Speichersysteme mit Lithium-Ionen-Batte-
rien sind im Verlauf des KfW-Förderprogramms rasant gefal-
len. Seit Mitte 2013 fielen die durchschnittlichen Endverbrau-
cherpreise von über 2.600 €/kWh um mehr als 50 % auf etwa
1.300 €/kWh. Dabei ergibt sich je nach Hersteller, Topologie,
Dimensionierung und Funktionalität (z.B. Notstromversor-
gung) der Speichersysteme eine hohe Preisspannweite von
etwa 1.000 €/kWh.
Fraglich bleibt die zukünftige Entwicklung der Speichersys-
tempreise vor dem Hintergrund des enormen Wachstums der
Elektromobilitätsmärkte. Während sich insbesondere für Her-
steller aus dem Automobilbereich günstige Zellpreise durch
hohe Skaleneffekte ergeben, könnte es sich für klassische
Heimspeicherhersteller zukünftig als schwierig erweisen,
langfristige Lieferverträge mit Zellherstellern zu schließen.
Die Systempreise sind abhängig von der Größe des
Speichersystems.
Abbildung 3.23 verdeutlicht die Abhängigkeiten der normier-
ten Preise von der Größe der nutzbaren Batteriekapazität des
Speichersystems: Größere Speichersysteme haben tenden-
ziell geringere normierte Preise. Während PV-Speicher mit
Kapazitäten unter 6 kWh im Jahr 2017 hohe normierte Preise
von durchschnittlich über 1.700 €/kWh aufweisen, liegen mitt-
lere Solarstromspeicher zwischen 6 und 12 kWh mit unter
1.300 €/kWh im günstigeren Preissegment. Große Speicher-
systeme zwischen 12 und 50 kWh sind durchschnittlich für
etwa 1.000 €/kWh erhältlich. Je nach Hersteller, Funktionali-
tät und Kapazitätsgröße können Preise unterhalb von
700 €/kWh erreicht werden.
Die Abhängigkeit der Preise von der nutzbaren Batteriekapa-
zität ist vor allem auf die (kapazitätsunabhängigen) Fixkosten
der Heimspeicher für bspw. die Leistungselektronik, die
Strommessung oder das EMS zurückzuführen. Folglich erge-
ben sich durch nahezu identische Fixkosten bei PV-Speicher-
systemen mit größeren nutzbaren Kapazitäten geringere nor-
mierte Systempreise.
3 Das Basis-Monitoring
3.5 Marktanteile und Preise
Das Basis-Monitoring 53
Abbildung 3.22: Durchschnittliche normierte Endkundensystempreise von Lithium-Ionen-Solarstromspeichern inklusive Leis-tungselektronik und Mehrwertsteuer.
Abbildung 3.23: Durchschnittliche normierte Endkundensystempreise von Lithium-Ionen-Solarstromspeichern in Abhängigkeit von der nutzbaren Batteriekapazität im Jahr 2017.
3 Das Basis-Monitoring
3.5 Marktanteile und Preise
54 Das Basis-Monitoring
3.5.3 Entwicklung der durchschnittlichen Inves-
titionssumme für Heimspeicher
„Wie viel Speicher bekomme ich für 10.000 €?“
Abbildung 3.24 zeigt die Entwicklung der durchschnittlichen
Ausgaben für Speichersysteme (inkl. MwSt.) von 2013 bis
2017. Es zeigt sich, dass die durchschnittlichen Investitions-
summen pro Speichersystem über den gesamten Zeitraum
nahezu konstant bei 10.000 € liegen. Auch die statistische
Streuung um diesen Wert ist in den gezeigten Jahren nahezu
identisch, wenngleich gerade in den Anfangsjahren noch
leicht erhöhte Werte zu finden sind.
Die erhobenen Daten legen die Vermutung nahe, dass sich
der Großteil der Verbraucher bei der Auswahl eines Heim-
speichers nicht nur an technischen Parametern wie Autarkie-
grad, Ersatzstromfunktionalität oder Multinutzen orientiert,
sondern auch ein fixes Budget mitbringt. Die emotionale
Grenze zur Investition in ein Heimspeichersystem liegt dabei
anscheinend für die meisten Endkunden bei rund 10.000 €.
Dieser Zusammenhang kann als eine wesentliche Ursache
des Trends zu größeren nutzbaren Speicherkapazitäten ge-
sehen werden (siehe Kapitel 3.4.4). Mit stetig günstiger wer-
denden Preisen pro Kilowattstunde (siehe Kapitel 3.5.1) wer-
den bei gleichbleibender Investitionsbereitschaft der Verbrau-
cher sukzessiv größere Speichersysteme installiert, die in der
Folge auch höhere Autarkiegrade erlauben.
Der Wunsch nach maximaler Autarkie innerhalb eines defi-
nierten Preisrahmens ist grundsätzlich nachvollziehbar. Im
Sinne einer optimalen Speicherauslegung sollten jedoch
auch weitere Parameter berücksichtigt werden. Insbesondere
bei Haushalten mit verhältnismäßig kleinen PV-Anlagen und
geringem Stromverbrauch ist der differenzielle Nutzen einer
zusätzlichen Kilowattstunde Speicherkapazität oft überschau-
bar (siehe Kapitel 4.3.3).
Abbildung 3.24: Durchschnittliche Ausgaben pro Speichersystem inklusive Mehrwertsteuer (Lithium-Ionen und Blei).
3 Das Basis-Monitoring
3.6 Kaufmotivation, wirtschaftliche Erwartungen und Betriebserfahrungen
Das Basis-Monitoring 55
3.6 Kaufmotivation, wirtschaftliche
Erwartungen und Betriebserfahrungen
Dieses Kapitel stellt die Kaufmotivation sowie die wirtschaftli-
che Erwartungshaltung und die gemachten Erfahrungen von
Betreibern KfW-geförderter Speichersysteme vor.
3.6.1 Motive für den Kauf eines PV-Speichers
Die Motivationsgründe für den Kauf eines PV-Speichers
sind seit 2013 unverändert.
In Abbildung 3.25 sind die von den befragten Speichersys-
tembetreibern angegebenen wesentlichen Investitionsmotive
zusammen mit ihrer jeweils aufgetretenen relativen Häufigkeit
dargestellt. Hierbei ist die Gesamtheit der Antworten nach
dem Datum der jeweiligen Installation in die Zeiträume 2013
bis 2016 und 2017 unterteilt.
Für beide Zeiträume zeigen sich sehr ähnliche Umfrageer-
gebnisse: Als wesentliche Gründe für die Investition in einen
Solarstromspeicher werden von jeweils über 80 % der Be-
fragten eine Absicherung gegen zukünftig steigende Strom-
preise sowie das proaktive Partizipieren an der deutschen
Energiewende angegeben. Daneben war für über 55 % der
Betreiber von PV-Speichern ein „allgemeines Interesse“ an
der Technologie ein wesentliches Kaufargument. Eine Absi-
cherung gegen Stromausfälle oder das Investieren in eine si-
chere Geldanlage hingegen wurde jeweils nur von
20 bis 25 % der Befragten als kaufentscheidend angegeben.
Neuinstallierte PV-Anlagen haben eine garantierte Einspeise-
vergütung von 20 Jahren. Dies erklärt die verhältnismäßig ge-
ringe Nennung des Wegfalls der Einspeisevergütung durch
weniger als 15 % der Befragten.
Abbildung 3.25: Motivationsgründe der Käufer KfW-geförderter Solarstromspeicher.
3 Das Basis-Monitoring
3.6 Kaufmotivation, wirtschaftliche Erwartungen und Betriebserfahrungen
56 Das Basis-Monitoring
3.6.2 Wirtschaftliche Erwartungen an den Heim-
speicherbetrieb
Mehr als die Hälfte der Speicherbetreiber erwartet
positive Renditen.
Abbildung 3.26 stellt den zeitlichen Verlauf der angegebenen
Erwartungen registrierter Anlagenbetreiber an die Wirtschaft-
lichkeit ihres PV-Speichers dar. Die Gewinnerwartung hat
sich zwischen Anfang 2013 (41 %) und Ende 2017 (55 %) um
14 Prozentpunkte gesteigert. Des Weiteren ist eine Vermin-
derung der Verlusterwartung von 16 % (Anfang 2013) auf 5 %
(Ende 2017) zu erkennen. Dies entspricht einer Verringerung
von Personen mit dieser Erwartungshaltung um mehr als den
Faktor 3. Der Anteil, der eine Nullgeschäft-Erwartung angibt,
schwankt zwischen den Jahren im Bereich von 37 bis 46 %
und liegt Ende 2017 bei 40 %. Insgesamt spiegeln sich die in
Abbildung 3.25 gezeigten Motivationsgründe auch in der wirt-
schaftlichen Erwartungshaltung wider: Den Betreibern von
PV-Speichern ist heute insbesondere die Partizipation an ge-
sellschaftlichen Prozessen wie der Stärkung der erneuerba-
ren Energien und der Dezentralisierung der deutschen Strom-
erzeugung wichtig. Der Anteil von 45 % an Käufern ohne po-
sitive Renditeerwartung zeigt, dass fast die Hälfte der Käufer
von PV-Speichern heutzutage weiterhin der Gruppe der „In-
novators" bzw. „Early Adopters" zugerechnet werden kann.
Diese Bevölkerungsgruppen gelten dabei als überdurch-
schnittlich gebildet, wohlhabend und technologieinteressiert
[41–43]. Sie achten weniger auf die Wirtschaftlichkeit einer
Investition und zeigen hohes Interesse an der Technologie.
Die gezeigte Auswertung trifft keine Aussagen über die Wirt-
schaftlichkeit eines Speichersystems. Diese kann unter Zuhil-
fenahme unabhängiger Speicherrechner wie beispielsweise
dem der RWTH Aachen [44] oder dem des Ökoinstituts [45]
am konkreten Beispiel abgeschätzt werden.
Abbildung 3.26: Wirtschaftliche Erwartungen der Käufer KfW-geförderter Solarstromspeicher.
3 Das Basis-Monitoring
3.6 Kaufmotivation, wirtschaftliche Erwartungen und Betriebserfahrungen
Das Basis-Monitoring 57
3.6.3 Betriebserfahrungen mit Heimspeichern
Betreiber von PV-Speichern sind überwiegend zufrieden
mit Kauf, Installation und Betrieb des Speichers.
In Abbildung 3.27 ist der zeitliche Verlauf der von den Käufern
angegebenen Erfahrungen dargestellt. Den Teilnehmern der
Umfrage wurden dabei jeweils drei Möglichkeiten (Positiv /
Neutral / Negativ) zur Auswahl gegeben. Typischerweise wird
die Registrierung einige Monate nach der Installation durch-
geführt. Somit beziehen sich die Erfahrungswerte insbeson-
dere auf die Beschaffung, die Installation und die anfängli-
chen Betriebserfahrungen.
Die KfW-geförderten Kunden sind über den gesamten Zeit-
raum zu mehr als 70 % überwiegend zufrieden mit dem Pro-
dukt PV-Speicher. Der Anteil an ausschließlich positiven Er-
fahrungen ist von Ende 2013 (73,3 %) mit leichten Schwan-
kungen auf fast 80 % in 2017 gestiegen. Auch der Anteil an
ausschließlich negativen Erfahrungen befindet sich durchge-
hend auf einem Niveau zwischen 1 und 3 %.
Die Entwicklung hin zu positiven Erfahrungen lässt sich bspw.
dadurch erklären, dass die Beratung durch Hersteller, Vertrei-
ber oder Solarteure aufgrund steigender Erfahrungswerte
professioneller umgesetzt wird, der Vertrieb und die Lieferung
der PV-Speicher im Allgemeinen reibungslos funktionieren,
und die verantwortlichen Installateure ausreichend geschult
sind, um PV-Speicher zügig zu installieren. Es ist hierbei je-
doch anzumerken, dass es sich um rein subjektive Einschät-
zungen der Betreiber handelt. Insbesondere kann die Selbst-
einschätzung der Betreiber keinen Hinweis auf die Qualität
der elektrischen Installationen geben [28]. Das Speichermo-
nitoring kann jedoch bestätigen, dass standardisierte Pro-
dukte und vermehrte Erfahrungen und Routinen von Herstel-
lern und Installateuren zu einer quantifizierbar höheren Kun-
denzufriedenheit geführt haben.
Abbildung 3.27: Erfahrungen der Käufer KfW-geförderter Solarstromspeicher mit Kauf, Installation und Betrieb.
4 Das Standard-Monitoring
4.1 Datenerhebung und Datenaufbereitung
Das Standard-Monitoring 59
4 Das Standard-Monitoring
Das Standard-Monitoring befasst sich mit der Analyse der
Energieflüsse von Haushalten und kleinen Gewerben mit PV-
Speicher. Die kontinuierliche Erfassung von Energieflüssen
erlaubt dabei Rückschlüsse auf die Eigenverbrauchsquoten
und Autarkiegrade von PV-Anlagen und Heimspeichern. Hie-
raus können unter anderem die Effekte eines vermehrten so-
laren Eigenverbrauchs auf Steuern, Umlagen und Netzent-
gelte abgeleitet werden. Dazu werden in Kapitel 4.1 zunächst
die Datenbasis und deren Aufbereitung vorgestellt. Anschlie-
ßend werden ab Kapitel 4.2 die Auswertungen des Standard-
Monitorings beschrieben und diskutiert.
4.1 Datenerhebung und Datenaufbereitung
Die Datenbasis des Standard-Monitorings bilden sowohl ma-
nuell eingetragene Zählerstände der Nutzer als auch automa-
tisch generierte Logfiles der Speichersysteme. Die Logfiles
stammen dabei entweder von den Teilnehmern des Monito-
ringprogramms oder wurden durch Hersteller von Heimspei-
chersystemen anonymisiert bereitgestellt. Alle Betriebsdaten
werden dabei stets aggregiert und anonymisiert ausgewertet.
Zu den erfassten Energieflüssen zählen:
Solare Erzeugung in kWh
Netzeinspeisung in kWh
Netzbezug in kWh
Stromverbrauch in kWh
Nach Möglichkeit:
o Energieeinspeisung in Batterie in kWh
o Energieausspeisung aus Batterie in kWh
Da es bei der Eingabe von Zählerständen aber auch bei der
automatischen Erfassung von Logfiles zu Fehlern kommen
kann, die einen negativen Einfluss auf die Auswertungsquali-
tät hätten, wurden umfangreiche Methoden zur Datenbereini-
gung entwickelt (für eine detaillierte Beschreibung siehe unter
anderem [28, 29, 32]). Bei der Überprüfung der eingetrage-
nen Daten zum Standard-Monitoring wird zwischen manuell
eingegebenen Zählerständen und hochgeladenen Logfiles
unterschieden:
Manuell eingetragene Zählerstände
Um Tippfehler oder das Vertauschen von Eingabefeldern zu
vermeiden, gelten bei der manuellen Eingabe von Zählerstän-
den durch die Nutzer im Webinterface folgende Einschrän-
kungen:
Zählerstände, die geringer sind als die des Vormonats
werden nicht zugelassen.
Weiterhin werden unrealistisch hohe Zählersprünge, also
Werte weit oberhalb der letzten Eingabe, nicht akzeptiert.
Die zugehörigen Maximalwerte werden dabei dynamisch
anhand des Zeitpunktes der letzten Eingabe ermittelt.
Logfiles von Speichersystemen
Die von Speichersystemen automatisch generierten Logfiles
werden vor der Weiterverarbeitung zunächst auf Vollständig-
keit und Konsistenz geprüft. Eine Übernahme in die Daten-
bank zur Analyse der Speicherbetriebsdaten geht zusätzlich
mit einer Sichtprüfung der Energieflüsse und Wirkungsgrade
einher. Dabei werden die Daten vergleichbarer Systeme als
Referenz herangezogen.
Die Datenbasis des Standard-Monitorings ist seit 2014 stetig
gewachsen. Für das Jahr 2017 konnte auf die monatlichen
Energieflussdaten von mehr als 15.000 Haushalten zurück-
gegriffen werden.
Bild auf S. 58 © andreypopow/fotolia.com
4 Das Standard-Monitoring
4.2 PV-Erzeugung und Stromverbrauch
60 Das Standard-Monitoring
4.2 PV-Erzeugung und Stromverbrauch
Dieses Kapitel stellt Auswertungen zu jährlicher PV-Erzeu-
gung und Stromverbrauch von Haushalten mit PV-Speicher
vor. Diese Daten sind unter anderem hinsichtlich der Interpre-
tation von Eigenverbrauchsquoten und Autarkiegraden in den
folgenden Kapiteln erforderlich.
4.2.1 PV-Erzeugung
Etwa 70 % der jährlichen PV-Erzeugung fällt in das Som-
merhalbjahr.
Abbildung 4.1 zeigt die normierte PV-Erzeugung der ausge-
werteten Energiezählerdaten für das Jahr 2017. Zusätzlich ist
in Abbildung 4.3 die Häufigkeitsverteilung der normierten jähr-
lichen PV-Erzeugung dargestellt.
Die ausgewerteten Daten zeigen den typischen Verlauf der
PV-Erzeugung für die nördliche Hemisphäre mit hohen Er-
zeugungsraten von April bis September und geringer solarer
Einstrahlung von Oktober bis März. Die mittleren monatlichen
Erzeugungsraten für das Jahr 2017 reichen dabei von rund
10 kWh/kWp im Dezember bis hin zu 125 kWh/kWp im Juni.
Die jährlichen Erzeugungsraten liegen verteilt um
910 kWh/kWp. Damit erzeugt eine durchschnittliche PV-An-
lage von rund 8 kWp etwa 7.300 kWh im Jahr. Es zeigt sich
weiterhin, dass manche der ausgewerteten Anlagen stark un-
terdurchschnittliche jährliche Erzeugungswerte aufzeigen.
Hier könnte bspw. eine übermäßige Verschattung, eine man-
gelhafte Installation oder eine vorzeitige Alterung bzw. Be-
schädigung der PV-Module vorliegen. Um einen wirtschaftli-
chen Schaden infolge von Mindererzeugung zu vermeiden,
sollten Betreiber von PV-Anlagen die Erzeugung ihrer Anlage
regelmäßig überprüfen, beispielsweise durch geeignete Mo-
nitoringportale der Hersteller oder einen Blick auf den Ein-
speisezähler.
4.2.2 Stromverbrauch
Im Winterhalbjahr ist der durchschnittliche Stromver-
brauch um rund 30 % höher als im Sommerhalbjahr.
Abbildung 4.2 zeigt den monatlichen Stromverbrauch der
ausgewerteten Haushalte für das Jahr 2017. Zusätzlich ist in
Abbildung 4.4 die Häufigkeitsverteilung der jährlichen Strom-
verbräuche dargestellt.
Die monatlichen Stromverbräuche sind im Winterhalbjahr mit
durchschnittlich etwa 650 kWh pro Monat rund 30 % höher
als im Sommerhalbjahr (rund 500 kWh pro Monat). Damit ist
der Verlauf der monatlichen Stromverbräuche gegensätzlich
zum Verlauf der PV-Erzeugung. Im Sinne einer möglichst ho-
hen Autarkie ist dies ungünstig: Während in den verbrauchs-
starken Wintermonaten wegen der geringen PV-Erzeugung
viel Strom aus dem Netz bezogen werden muss, steht der
hohen PV-Erzeugung im Sommer teilweise keine lokale Ab-
nahmemöglichkeit gegenüber.
Auffällig bei der monatlichen Betrachtung ist ebenfalls der
Wertebereich, in dem 75 % aller Werte liegen. Der Großteil
dieses Bereichs liegt oberhalb des Medians, was insbeson-
dere auf Haushalte mit großen Verbrauchern (unter anderem
Elektroauto und Wärmepumpen oder Durchlauferhitzer) so-
wie Gewerbe und landwirtschaftliche Betriebe zurückzufüh-
ren ist. Dies erklärt auch, weshalb der Median (repräsentiert
die Mehrheit der Haushalte) stets unterhalb des arithmeti-
schen Mittels (repräsentiert den durchschnittlichen Haushalt)
liegt. Verglichen mit den vom BDEW herausgegebenen Stan-
dardlastprofilen sind die überdurchschnittlichen Stromver-
bräuche von jährlich fast 7.000 kWh nicht auf die Speicher-
systeme an sich zurückzuführen. Vielmehr investieren gerade
solche Haushalte in einen Speicher, die bereits aufgrund ei-
ner stärkeren Elektrifizierung anderer Bereiche (Wärme oder
Mobilität) einen erhöhten Stromverbrauch haben und somit
auch von perspektivisch steigenden Strompreisen stärker be-
troffen wären (siehe auch Kapitel 3.6.1).
4 Das Standard-Monitoring
4.2 PV-Erzeugung und Stromverbrauch
Das Standard-Monitoring 61
Abbildung 4.1: Arithmetische Mittel der normierten monatlichen PV-Erzeugung pro kWp (Jahr 2017).
Abbildung 4.2: Arithmetische Mittel der monatlichen Stromverbräuche von Haushalten und Gewerben mit PV-Speicher (Jahr 2017).
4 Das Standard-Monitoring
4.2 PV-Erzeugung und Stromverbrauch
62 Das Standard-Monitoring
Abbildung 4.3: Verteilung der normierten jährlichen PV-Erzeugung pro kWp (Jahr 2017). Eine durchschnittliche PV-Anlage von 8 kWp erzeugt im Jahr rund 7.300 kWh.
Abbildung 4.4: Verteilung der jährlichen Stromverbräuche von Haushalten und Gewerben mit PV-Speicher (Jahr 2017).
4 Das Standard-Monitoring
4.3 Eigenverbrauch und Autarkie
Das Standard-Monitoring 63
4.3 Eigenverbrauch und Autarkie
Dieses Kapitel stellt die Auswertungen zur Eigenverbrauchs-
quote und zum Autarkiegrad vor.
4.3.1 Differenzierung von Eigenverbrauchsquote
und Autarkiegrad
Zur Beschreibung der Wirkung eines Heimspeichers ist
der Autarkiegrad besser geeignet als die
Eigenverbrauchsquote.
Im Kontext von PV-Anlagen und Heimspeichern werden die
Begriffe „Eigenverbrauchsquote“ und „Autarkiegrad“ zum Teil
fälschlicherweise synonym verwendet.
Die Eigenverbrauchsquote entspricht dem Anteil der lokal
erzeugten PV-Leistung, der zur Versorgung des Haushaltes
beiträgt. Eine Volleinspeisung der PV-Anlage hätte eine Ei-
genverbrauchsquote von 0 %, ein vollständiges Nutzen der
gesamten Solarenergie eine Eigenverbrauchsquote von
100 % zur Folge.
Dabei ist zu beachten, dass der Eigenverbrauch durch diese
Definition für typische Privathaushalte umso größer wird, je
kleiner die Nennleistung der installierten PV-Anlage ist. Im
Extremfall bedeutet eine 50 Wp PV-Anlage zwar eine Eigen-
verbrauchsquote von bis zu 100 %, ist aus energetischer
Sicht jedoch nahezu vernachlässigbar.
Der Autarkiegrad beschreibt den Anteil der elektrischen
Haushaltslast, der durch lokal erzeugten PV-Strom gedeckt
wird. Eine Volleinspeisung der PV-Anlage hätte die vollstän-
dige Deckung des Stromverbrauchs aus dem Netz und damit
einen Autarkiegrad von 0 % zur Folge. Ein Autarkiegrad von
100 % kann dagegen nur dann erreicht werden, wenn der ge-
samte Strombedarf des Haushaltes aus PV-Anlage und Spei-
chersystem gedeckt wird und somit kein Strom mehr aus dem
Netz bezogen werden muss. Insbesondere in den Wintermo-
naten ist dies für die meisten Haushalte in Deutschland aber
nicht möglich. Der Autarkiegrad eines Haushaltes wird grö-
ßer, je größer die Nennleistung der installierten PV-Anlage ist.
Daher ist der Autarkiegrad die geeignetere Kenngröße, um
den Effekt eines Speichersystems zu beschreiben.
Abbildung 4.5: Qualitative Darstellung der Verläufe von Eigenverbrauchsquote und Autarkiegrad.
100 %Eigenverbrauchsquote
Größe von PV-Anlage und Speicher
Eig
en
ve
rbra
uch
sq
uo
te
und A
uta
rkie
gra
d in
% Bei sehr kleinen PV-Anlagen
wird die gesamte PV-Energie
durch den Grundverbrauch
des Hauses genutzt
Bei Vergrößerung der PV-Anlage wird immer mehr
PV-Energie eigespeist, da die PV-Anlage zeitweise
mehr erzeugt als der Haushalt verbraucht und
in die Batterie geladen werden kann
Bei bereits sehr großen PV-Speichern hat eine
Vergrößerung des PV-Speichers nur noch
geringen Einfluss auf den Autarkiegrad und die
Eigenverbrauchsquote: Beide Größen nähern sich
asymptotisch ihren Grenzwerten
Mit einer Vergrößerung der PV-Anlage und des Speichers
steigt die Autarkie: Die lokal erzeugte PV-Energie
verringert den Netzbezug Eigenverbrauchsquote
Autarkiegrad
4 Das Standard-Monitoring
4.3 Eigenverbrauch und Autarkie
64 Das Standard-Monitoring
In Abbildung 4.5 ist der qualitative Verlauf der Eigenver-
brauchsquote und des Autarkiegrads in Abhängigkeit von der
PV-Nennleistung und der nutzbaren Batteriekapazität sche-
matisch dargestellt. Ein Haushalt mit sehr kleiner PV-Anlage
und sehr kleinem Speichersystem hat eine Eigenverbrauchs-
quote von rund 100 %, da die erzeugte PV-Energie den
Grundverbrauch des Haushaltes nicht übersteigt und somit
vollständig im Haushalt verbraucht wird. Im Gegenzug wird
nur ein kleiner Bruchteil des Netzbezugs des Haushaltes
durch die geringe PV-Erzeugung verdrängt, weshalb der Au-
tarkiegrad dieser Anlagenkonfiguration nahe 0 % liegt.
Mit der Erhöhung der Größen von PV-Anlage und Speicher
ergeben sich folgende Entwicklungen:
Die Eigenverbrauchsquote nimmt ab, da die PV-Erzeu-
gung einer größeren PV-Anlage zeitweise höhere Werte
als die Summe aus Haushaltslast und Speicherladung an-
nimmt und der Überschuss ins Stromnetz gespeist wird.
Der Autarkiegrad nimmt zu, da ein höherer Anteil des
Stromverbrauchs durch den steigenden Direktverbrauch
und den Speicher gedeckt wird.
Ab einer gewissen Größe von PV-Anlage und Speicher hat
eine Vergrößerung beider Komponenten nur noch geringe
Auswirkungen auf die Eigenverbrauchsquote und den Autar-
kiegrad.
4.3.2 Eigenverbrauchsquote
Die Eigenverbrauchsquoten von Haushalten mit PV-
Speicher sind stark jahreszeitenabhängig.
Abbildung 4.6 zeigt die monatlichen Eigenverbrauchsquoten
von Haushalten mit PV-Speicher für das Jahr 2017. In Abbil-
dung 4.7 ist zusätzlich die Häufigkeitsverteilung der erreich-
ten Eigenverbrauchsquote derselben Haushalte dargestellt.
Die Eigenverbrauchsquoten wurden analog zu den vorheri-
gen Jahresberichten gemäß folgender Formel ermittelt:
𝐸𝑉𝑄 = (1 −𝑁𝑒𝑡𝑧𝑒𝑖𝑛𝑠𝑝𝑒𝑖𝑠𝑢𝑛𝑔 𝑖𝑛 𝑘𝑊ℎ
𝑃𝑉 𝐸𝑟𝑧𝑒𝑢𝑔𝑢𝑛𝑔 𝑖𝑛 𝑘𝑊ℎ) ∙ 100 %
Es zeigt sich, dass die Eigenverbrauchsquoten eine starke
jahreszeitliche Abhängigkeit aufweisen. Dies ist insbeson-
dere auf die unterschiedlichen Erzeugungs- und Verbrauchs-
bedingungen zurückzuführen (siehe Abbildung 4.1 und Abbil-
dung 4.2). Qualitativ lässt sich zusammenfassen:
Im Winter wird durchschnittlich über 70 % der PV-Erzeu-
gung im Haushalt verbraucht. Lediglich 30 % der PV-Er-
zeugung wird in das Stromnetz eingespeist. Dies ist
dadurch zu erklären, dass der lokale Hausverbrauch die
zu dieser Zeit geringen PV-Erzeugungen zu den meisten
Tageszeiten übersteigt.
Im Sommer dagegen ist die durchschnittliche PV-Erzeu-
gung höher und der Stromverbrauch reduziert. Dies führt
dazu, dass nur rund 40 bis 50 % der PV-Erzeugung im
Haushalt verbraucht und etwa 50 bis 60 % in das Strom-
netz eingespeist werden.
Insgesamt verhält sich die Eigenverbrauchsquote damit ge-
gensätzlich zum Autarkiegrad, der im Sommer wesentlich hö-
her ist als im Winter (siehe Kapitel 4.3.3).
Die jährlichen Eigenverbrauchsquoten liegen verteilt
um 50 %.
Über das Jahr betrachtet verbrauchen Haushalte mit PV-
Speicher rund 50 % der auf ihren Dächern erzeugten PV-
Energie selbst. Analog zu den Erläuterungen im vorhergehen-
den Kapitel haben kleinere PV-Anlagen dabei tendenziell grö-
ßere Eigenverbrauchsquoten als große PV-Anlagen.
4 Das Standard-Monitoring
4.3 Eigenverbrauch und Autarkie
Das Standard-Monitoring 65
Abbildung 4.6: Arithmetische Mittel der monatlichen Eigenverbrauchsquote von Haushalten und Gewerben mit PV-Speicher (Jahr 2017).
Abbildung 4.7: Jährliche Eigenverbrauchsquoten von Haushalten und Gewerben mit PV-Speicher (Jahr 2017).
4 Das Standard-Monitoring
4.3 Eigenverbrauch und Autarkie
66 Das Standard-Monitoring
4.3.3 Autarkiegrad
Die Autarkiegrade von Haushalten mit PV-Speicher sind
stark jahreszeitenabhängig.
Abbildung 4.8 zeigt die monatlichen Autarkiegrade von Haus-
halten mit PV-Speicher für das Jahr 2017. Zusätzlich ist in
Abbildung 4.9 die Häufigkeitsverteilung der gemessenen jähr-
lichen Autarkiegrade dargestellt. Der Autarkiegrad wurde
analog zu den vorherigen Jahresberichten gemäß der folgen-
den Formel berechnet:
𝐴𝑢𝑡𝑎𝑟𝑘𝑖𝑒𝑔𝑟𝑎𝑑 = (1 −𝑁𝑒𝑡𝑧𝑏𝑒𝑧𝑢𝑔 𝑖𝑛 𝑘𝑊ℎ
𝑆𝑡𝑟𝑜𝑚𝑣𝑒𝑟𝑏𝑟𝑎𝑢𝑐ℎ 𝑖𝑛 𝑘𝑊ℎ) ∙ 100 %
In Abbildung 4.8 kann ein ausgeprägter jahreszeitlicher Ver-
lauf der Autarkiegrade beobachtet werden. Im Sommerhalb-
jahr (April bis September) liegen die erreichten Autarkiegrade
durchschnittlich zwischen 70 und 90 %. Generell sind typi-
sche PV-Anlagen mit einer durchschnittlichen Leistung von
etwa 8 kWp in diesen Monaten in der Lage, den gesamten
Energiebedarf eines durchschnittlichen Haushaltes bilanziell
zu decken. Durch die Speicherung des residualen Solar-
stroms im Verlauf des Tages sowie dessen bedarfsgerechter
Verfügbarmachung am Abend und in der Nacht kann ein ent-
sprechend dimensionierter Batteriespeicher den Haushalt so-
mit an sonnigen Tagen (zumindest bilanziell) autark machen.
Da jedoch auch in den deutschen Sommermonaten je nach
Standort mit durchschnittlich jeweils mehr als zehn Tagen
Niederschlag zu rechnen ist, müsste ein Batteriespeicher, der
eine durchgehende Autarkie gewährleisten soll, signifikant
größer dimensioniert werden als ein Tagesspeicher, um auch
längere Schlechtwetterperioden zu überbrücken. Verglichen
mit den Anschaffungskosten eines reinen Tagesspeichers
sind dabei erheblich höhere Aufwendungen zu erwarten. Aus
diesem Grund ist auch im Sommer für die meisten Haushalte
ein Netzanschluss erforderlich.
In der Zeit von Oktober bis März (Winterhalbjahr) liegt die Er-
zeugung einer durchschnittlichen deutschen PV-Anlage bi-
lanziell unterhalb des Strombedarfs des jeweiligen Haushal-
tes. Eine Versorgung durch das öffentliche Stromnetz oder
durch eine alternative Erzeugungsquelle, zum Beispiel ein
stromgeführtes Blockheizkraftwerk (BHKW), ist dann unum-
gänglich, um die Versorgungssicherheit des Haushaltes dau-
erhaft aufrechtzuerhalten. Die erreichten Autarkiegrade lie-
gen je nach Monat zwischen rund 20 % im Dezember und
etwa 65 % im März. Damit weist das Winterhalbjahr bedingt
durch den Verlauf von PV-Erzeugung und Stromverbrauch
eine größere Spanne der mittleren Autarkiegrade als das
Sommerhalbjahr auf.
Die jährlichen Autarkiegrade liegen verteilt um 60 %.
Über das gesamte Jahr betrachtet liegen die erreichten Au-
tarkiegrade der betrachteten Haushalte im arithmetischen
Mittel zwischen 50 und 70 %. Insgesamt zeigt der jährliche
Verlauf von PV-Erzeugung und Stromverbrauch, dass eine
vollständige Autarkie vom öffentlichen Stromnetz ausschließ-
lich durch den Einsatz von Solarstromspeichern für den Groß-
teil der deutschen Haushalte aufgrund begrenzter Dachflä-
chenpotenziale und saisonaler Phasen geringer Erzeugung
technisch nicht realisierbar ist. Der Anschluss an das öffentli-
che Stromnetz wird somit auch in Zukunft für die allermeisten
Haushalte der Normalfall bleiben.
4 Das Standard-Monitoring
4.3 Eigenverbrauch und Autarkie
Das Standard-Monitoring 67
Abbildung 4.8: Arithmetische Mittel der monatlichen Autarkiegrade von Haushalten und Gewerben mit PV-Speicher (Jahr 2017).
Abbildung 4.9: Jährliche Autarkiegrade von Haushalten und Gewerben mit PV-Speicher (Jahr 2017).
4 Das Standard-Monitoring
4.3 Eigenverbrauch und Autarkie
68 Das Standard-Monitoring
4.3.4 Einfluss des Systemdesigns auf
Eigenverbrauch und Autarkie
Größere Speicherkapazitäten führen zu leicht höheren
Eigenverbrauchsquoten und Autarkiegraden.
In Abbildung 4.10 und Abbildung 4.11 sind die mittleren jähr-
lichen Eigenverbrauchsquoten und Autarkiegrade von Haus-
halten mit unterschiedlichen PV-Speichersystemen aufgetra-
gen. Auf der x-Achse ist dabei jeweils das Verhältnis der jähr-
lichen PV-Erzeugung zum jährlichen Strombedarf der Haus-
halte dargestellt. Damit weicht die Darstellung leicht von der
im Jahresbericht 2017 ab, die grundsätzliche Aussage bleibt
jedoch unverändert und das Verhältnis kann weiterhin als re-
lative Größe der PV-Anlage gesehen werden.
Zur Verdeutlichung der Achseneinteilung sind in Tabelle 4.1
einige typische Haushalte mit Ihrem jeweils zugehörigen Ver-
hältnis von PV-Nennleistung zu jährlichem Stromverbrauch
dargestellt. Ein Haushalt mit einer PV-Erzeugung von
5.000 kWh und einem jährlichen Stromverbrauch von
5.000 kWh entspricht somit beispielsweise einer „1“ auf der
Abszisse in Abbildung 4.10 und Abbildung 4.11. Dieser Wert
bedeutet, dass der Haushalt bilanziell in der Lage gewesen
wäre, 100 % seines Stromverbrauchs durch lokale PV-Erzeu-
gung und Speicherung zu decken.
Die Eigenverbrauchsquote sinkt mit der Zunahme der rela-
tiven PV-Anlagengröße, da mehr PV-Energie ins Netz ge-
speist wird (siehe Abbildung 4.10). Zudem wird deutlich, dass
mit der Vergrößerung der nutzbaren Batteriekapazität grö-
ßere Eigenverbrauchsquoten erreicht werden. Eine Vergrö-
ßerung der Kapazität hat dabei einen Einfluss von wenigen
Prozentpunkten zur Folge. Bei typischen Verhältnissen von
1 bis 1,5 (vgl. Kapitel 4.2) ergeben sich je nach Kapazitäts-
segment mittlere jährliche Eigenverbrauchsquoten von 46 %
(CBat < 4 kWh) bis zu 53 % (CBat > 8 kWh). Haushalte, deren
PV-Anlage eine relative Größe unterhalb eines Verhältnisses
von 1 aufweisen, erreichen mittlere Eigenverbrauchsquoten
von über 60 %, während ein Verhältnis zwischen 2 und 5 zu
mittleren jährlichen Eigenverbrauchsquoten von etwa 30 %
führt.
Auf den Autarkiegrad bezogen zeigt sich, dass größere PV-
Anlagen und größere Speicher zu einer höheren Unabhän-
gigkeit von Netzstrom führen (siehe Abbildung 4.11). Bei typi-
schen Verhältnissen von 1 bis 1,5 (vgl. Kapitel 4.2) ergeben
sich je nach Kapazitätssegment mittlere jährliche Autarkie-
grade von 51 % (CBat < 4 kWh) bis zu 58 % (CBat > 8 kWh).
Nichtsdestotrotz werden durch den hohen Netzbezug im Win-
ter bei gleichzeitig niedrigen solaren Erzeugungsraten in die-
ser Jahreszeit nur von wenigen Haushalten Autarkiegrade
oberhalb von 70 % erreicht.
Sowohl bei der Eigenverbrauchsquote als auch beim Autar-
kiegrad zeigt sich, dass der Einfluss der Kapazität auf diese
Größen mit steigenden nutzbaren Kapazitätswerten abnimmt.
Dies ist unter anderem darauf zurückzuführen, dass die Ver-
größerung eines Speichersystems, das den Haushalt nach
Vollladung bereits über eine Nacht vollständig versorgen
kann, nur noch geringen Einfluss auf diese Größen nimmt
(vgl. Kapitel 4.3.1).
Tabelle 4.1: Verhältnis von PV-Erzeugung zu Stromverbrauch.
Verhältnis Jährliche
PV-Erzeugung Jährlicher
Stromverbrauch
0,5 5.000 kWh 10.000 kWh
1 5.000 kWh 5.000 kWh
1,5 7.500 kWh 5.000 kWh
2 10.000 kWh 5.000 kWh
4 Das Standard-Monitoring
4.3 Eigenverbrauch und Autarkie
Das Standard-Monitoring 69
Abbildung 4.10: Mittlere Eigenverbrauchsquoten der ausgewerteten Haushalte und Gewerbe in Abhängigkeit von der PV-Erzeugung, dem jährlichen Stromverbrauch und der Speicherkapazität.
Abbildung 4.11: Mittlere Autarkiegrade der ausgewerteten Haushalte und Gewerbe in Abhängigkeit von der PV-Erzeugung, dem jährlichen Stromverbrauch und der Speicherkapazität.
4 Das Standard-Monitoring
4.4 Direkte Effekte des Eigenverbrauchs auf Steuern, Umlagen und Abgaben
70 Das Standard-Monitoring
4.4 Direkte Effekte des Eigenverbrauchs
auf Steuern, Umlagen und Abgaben
Mit einer kontinuierlich sinkenden Einspeisevergütung für PV-
Strom und steigenden Endverbraucherstrompreisen ist be-
reits seit 2012 der lokale Eigenverbrauch von Solarstrom wirt-
schaftlicher als dessen Einspeisung in das öffentliche Strom-
netz (sogenannte Grid Parity, siehe Abbildung 4.12). Die Ein-
nahmen, die durch ein Speichersystem erwirtschaftet werden
können, ergeben sich direkt aus der Differenz von Strompreis
und EEG-Vergütung unter Berücksichtigung der Roundtrip-
Wirkungsgrade des Speichersystems. Die anhaltenden
Preisdegressionen von PV-Anlagen und Batteriespeichersys-
temen können in Zukunft durch steigende Installationszahlen
den Anteil des selbstverbrauchten Solarstroms und damit
auch die durchschnittliche Autarkie deutscher Haushalte wei-
ter erhöhen. Bei gleichbleibenden politischen Rahmenbedin-
gungen ist somit mittelfristig davon auszugehen, dass im Be-
reich der privaten Endverbraucher sowie kleiner Gewerbebe-
triebe die Menge des selbstverbrauchten Solarstroms steigen
und die Menge des aus dem öffentlichen Netz bezogenen
Stroms zurückgehen wird. Die Verschiebung im Energienut-
zungsverhalten privater Endverbraucher hat direkte Effekte
auf öffentliche Steuern, Umlagen und Abgaben, die den
Großteil des Endkundenstrompreises in Deutschland ausma-
chen [46]. Ein Rückgang des durch Endkunden aus dem öf-
fentlichen Netz bezogenen Stroms bedeutet demnach stets
auch eine Minderung der damit einhergehenden Einnahmen
an Steuern, Umlagen und Abgaben. Gleichzeitig wird jedoch
durch eine verringerte Einspeisung von Energie aus PV-An-
lagen eine geringere Menge an EEG-Vergütung an die Be-
treiber gezahlt. Hinzu kommen nicht unerhebliche Summen
an Umsatzsteuer, die beim Kauf eines Speichersystems ge-
zahlt werden, sowie erbrachte Systemdienstleistungen der
Speichersysteme.
Abbildung 4.12: Entwicklung der Einspeisevergütung (PV-Anlagen bis zu 10 kWp) und des mittleren Endkundenstrompreises. Eigene Darstellung mit Daten aus [22, 23].
4 Das Standard-Monitoring
4.4 Direkte Effekte des Eigenverbrauchs auf Steuern, Umlagen und Abgaben
Das Standard-Monitoring 71
Um einen Überblick über die Effekte des Eigenverbrauchs auf
Steuern und Umlagen zu gewinnen, wird im Folgenden an-
hand der umfangreichen Daten des Monitoringprogramms
eine Abschätzung über die Größenordnungen der allokierten
Strommengen und damit verbundenen Zahlungsflüsse getrof-
fen. Als Referenzsystem wird hierbei vereinfachend ein Haus-
halt mit PV-Anlage gewählt, der 100 % seiner PV-Erzeugung
in das Stromnetz einspeist.
Die durchgeführte Analyse kann dabei methodenbedingt nur
die direkten Effekte von PV-Speichern einbeziehen. Indirekte
Effekte, wie unter anderem
eine verbesserte Integration von dezentralen Erzeu-
gungsanlagen in das deutsche Stromnetz,
ein verzögerter oder verhinderter Netzausbau durch die
netzstabilisierenden Potenziale von Solarstromspeichern,
die Schaffung bzw. Erhaltung von Arbeitsplätzen im Be-
reich der Installation und Instandhaltung von PV-Anlagen
und Solarstromspeichersystemen,
eine Stärkung der deutschen Binnenwirtschaft (der Groß-
teil der im Rahmen des Förderprogramms angeschafften
Speicher stammt von Herstellern, die in Deutschland pro-
duzieren) oder
eine Vergleichmäßigung des Börsenstrompreises durch
geringere Einspeisung zur Mittagszeit und geringere Las-
ten am Abend und in der Nacht
gehen nicht in die Analyse ein. In Anhang C ist das Vorgehen
der durchgeführten Analyse schematisch als Flussdiagramm
dargestellt. Grundsätzlich werden anhand der Daten des Ba-
sis- und Standard-Monitorings
die insgesamt vermiedene Menge eingespeisten PV-
Stroms sowie
die insgesamt vermiedene Menge an Strombezug
aller deutschen Heimspeicher in den Jahren 2014 bis 2017
ermittelt. Den ermittelten Energiemengen wird anschließend
anhand der jeweils individuell zutreffenden Einspeisevergü-
tung bzw. des geltenden Endkundenstrompreises ein mone-
tärer Wert zugeordnet:
Die Annahmen bezüglich der PV-Erzeugung, des Strom-
verbrauchs sowie der erreichten spezifischen Eigenver-
brauchsquoten und Autarkiegrade erfolgen analog zu den
Ergebnissen der Kapitel 4.2 und 4.3.
Eingespeister PV-Strom wird in Abhängigkeit von der
Nennleistung der PV-Anlage mit der mittleren EEG-Ver-
gütung für das jeweilige Installationsjahr gewichtet.
Investitionskosten und durchschnittliche Kapazitäten von
Blei- und Lithiumspeichern werden anhand der vorliegen-
den Marktdaten (siehe Kapitel 3) berücksichtigt.
Die zugrundeliegenden Annahmen der Analyse, inkl. einer
detaillierteren Darstellung der unterschiedlichen Bestandteile
des Strompreises, sind in Tabelle 4.2 zusammengefasst. Bei
der Auswertung wird weiterhin zwischen den Steuermodellen
der Kleinunternehmerregelung sowie der Regelbesteuerung
unterschieden. Die beiden Steuermodelle unterscheiden sich
prinzipiell in der Bezugsgröße, auf die der Kunde Umsatz-
steuer zahlt. Während bei der Kleinunternehmerregelung
Umsatzsteuer auf den Kaufpreis des Speichersystems ge-
zahlt wird, fallen bei der Regelbesteuerung Umsatzsteuer auf
die Einspeisung und den Eigenverbrauch an (siehe Abbildung
4.13). Beide Besteuerungsarten werden zunächst kurz vorge-
stellt. Eine detailliertere Übersicht hierzu befindet sich in An-
hang C.
4 Das Standard-Monitoring
4.4 Direkte Effekte des Eigenverbrauchs auf Steuern, Umlagen und Abgaben
72 Das Standard-Monitoring
Tabelle 4.2: Annahmen zur Abschätzung der direkten Effekte von PV-Anlagen mit Speichern auf Steuern und Umlagen.
2014 2015 2016 2017
Durchschnittliche EEG-Vergütung [23]
PV-Anlagen < 10 kWp [Cent/kWh] 13,02 12,40 12,31 12,24
PV-Anlagen > 10 kWp [Cent/kWh] 12,48 12,06 11,97 11,91
Angenommene Preise (brutto)
Blei-Speicher [€/kWh] 1.322 1.286 1.203 1.200
Lithium-Speicher [€/kWh] 2.363 1.930 1.618 1.360
Anteile der Systeme an der Gesamtzahl installierter Speicher
Blei-Speicher [%] 44 18 8 1
Lithium-Speicher [%] 56 82 92 99
Anteil nachträglich installierter Speicher [%] 12 14 12 8
Anteile PV-Anlagen < 10 kWp [%] 86 92 93 95
Dimensionierung der Systemgrößen
Nutzbare Kapazität Blei-Speicher [kWh] 7,93 9,62 11,28 8,75
Nutzbare Kapazität Lithium-Speicher [kWh] 5,63 5,62 6,37 7,78
Nennleistung PV-Anlage > 10 kWp [kWp] 22,03 21,14 21,26 21,22
Nennleistung PV-Anlage < 10 kWp [kWp] 7,33 7,48 7,39 7,45
Strompreiszusammensetzung [22]
Erzeugung & Vertrieb [ct/kWh] 7,38 7,05 6,26 5,71
Netzentgelte [ct/kWh] 6,63 6,74 7,01 7,51
EEG-Umlage [ct/kWh] 6,24 6,17 6,35 6,88
Konzessionsabgabe [ct/kWh] 1,66 1,66 1,66 1,66
Stromsteuer [ct/kWh] 2,05 2,05 2,05 2,05
Mehrwertsteuer [ct/kWh] 4,65 4,58 4,60 4,67
KWK-Umlage [ct/kWh] 0,18 0,25 0,45 0,44
Offshore Haftungsumlage [ct/kWh] 0,25 -0,05 0,04 -0,03
Strom-NEV-Umlage [ct/kWh] 0,09 0,24 0,38 0,39
abLa-Umlage [ct/kWh] 0,01 0,01 / 0,01
Summe (Endkundenstrompreis) [ct/kWh] 29,14 28,70 28,80 29,28
EEG-Umlage auf Eigenverbrauch bei PV-Anlagen > 10 kWp [Cent/kWh]
(2014 und 2015: 30 %, 2016: 35 %, 2017: 40 % der EEG-Umlage [4]) 1,87 1,85 2,22 2,72
4 Das Standard-Monitoring
4.4 Direkte Effekte des Eigenverbrauchs auf Steuern, Umlagen und Abgaben
Das Standard-Monitoring 73
Kleinunternehmerregelung
Die sogenannte Kleinunternehmerregelung nach § 19 UStG
ermöglicht Unternehmen mit geringen Umsätzen (beispiels-
weise Betreibern von kleinen PV-Anlagen) steuerlich weitest-
gehend wie Nichtunternehmer behandelt zu werden [47]. Da-
bei entfällt zwar die Möglichkeit eines Vorsteuerabzugs,
gleichzeitig muss auf die produzierten Energien (Eigenver-
brauch und Einspeisung) jedoch keine Umsatzsteuer gezahlt
werden. Diese Regelung gilt sowohl für PV-Anlagen als auch
für den Kauf und Betrieb von PV-Speichern, unabhängig da-
von, ob diese gleichzeitig oder nachträglich installiert wurden.
Durch die nicht zu zahlenden Steuern auf die Energieflüsse,
haben Betreiber insbesondere einen geringen Verwaltungs-
aufwand. Andererseits bedeutet dies jedoch einen höheren
finanziellen Aufwand beim Kauf der Anlage. Voraussetzung
für die Kleinunternehmerregelung ist, dass die Umsätze aus
PV-Anlage und Speichersystem im Jahr des Kaufs nicht über
17.500 € und im Folgejahr nicht über 50.000 € liegen. Dies ist
für typische Aufdachanlagen stets erfüllt.
Regelbesteuerung
Im Rahmen der Regelbesteuerung wird ein PV-Speicher als
Investitionsgut betrachtet, das damit vorsteuerabzugsfähig
ist. Die beim Kauf des Systems gezahlte Umsatzsteuer wird
somit vom Finanzamt erstattet. Der Betreiber des PV-Spei-
chers ist dann dazu verpflichtet, Steuern auf die aus seiner
Anlage erwirtschafteten Umsätze (Eigenverbrauch und Netz-
einspeisung) zu zahlen:
Zur Ermittlung der Umsatzsteuer auf den Eigenverbrauch
wird ein fiktiver Nettostrompreis angenommen.
Die zu zahlende Umsatzsteuer auf Netzeinspeisung ergibt
sich direkt aus der jeweils geltenden EEG-Vergütung der
PV-Anlage.
Bei der Wahl der Besteuerungsart sind weiterhin die Mindest-
anforderungen zu beachten, unter denen eine unternehmeri-
sche Nutzung des PV-Speichers zulässig ist:
Wird der Speicher gleichzeitig mit der PV-Anlage instal-
liert, bekommt der Betreiber die Umsatzsteuer aus dem
Kauf vom Finanzamt erstattet, wenn mindestens 10 %
des PV-Stroms ins Netz eingespeist und damit unterneh-
merisch genutzt werden.
Wird der Speicher nachträglich installiert, kann die Um-
satzsteuer nur dann erstattet werden, wenn mindestens
10 % des gespeicherten Stroms ins Netz eingespeist wer-
den. Da dies im Rahmen der geltenden Anschlussrichtli-
nien typischerweise nicht möglich ist, wird davon ausge-
gangen, dass der Betreiber bei einer nachträglichen In-
stallation keine Regelbesteuerung wählt.
Abbildung 4.13: Vereinfachte Übersicht zur Wahl der Besteuerung.
Kleinunternehmerregelung Regelbesteuerung
Umsatzsteuer auf
Eigenverbrauch und
Einspeisung
Umsatzsteuer auf Kauf
der PV-Anlage und des
Speichers
Wahl der Besteuerung bei Installation
4 Das Standard-Monitoring
4.4 Direkte Effekte des Eigenverbrauchs auf Steuern, Umlagen und Abgaben
74 Das Standard-Monitoring
Abschätzung der direkten Effekte des Eigenverbrauchs
von PV-Anlagen mit Solarstromspeichern
Die jährlichen direkten Effekte von PV-Anlagen mit Solar-
stromspeichern in Deutschland für die Jahre 2014 bis 2017
sind in Abbildung 4.14 (Kleinunternehmerregelung) und Ab-
bildung 4.15 (Regelbesteuerung) dargestellt. Alle monetären
Effekte sind dabei stets aus Sicht der öffentlichen Hand dar-
gestellt: Haushaltseinnahmen und gesparte öffentliche Aus-
gaben werden somit positiv, entgangene Einnahmen negativ
dargestellt. Da die beiden Besteuerungsarten sich nur in Be-
zug auf die gezahlte Umsatzsteuer unterscheiden, sind inner-
halb der beiden Abbildungen alle sonstigen Posten identisch.
Unter dem Begriff „Prosumer“ werden im Folgenden sowohl
Haushalte als auch Gewerbe zusammengefasst.
Nicht ausgezahlte EEG-Vergütung
Der Posten „Nicht gezahlte EEG-Vergütung" beschreibt die
Summe der Geldmengen, die den Betreibern von PV-Spei-
chern nicht ausgezahlt werden, da sie einen Teil ihres PV-
Stroms nicht in das öffentliche Stromnetz einspeisen und so-
mit keine EEG-Vergütung für diese Strommengen erhalten.
Dies entlastet indirekt die deutschen Stromkunden, da über
den Wälzungsmechanismus des EEG eine geringere EEG-
Umlage erhoben werden muss, um die eingespeisten Strom-
mengen zu vergüten. Es ist zu erkennen, dass diese Größe
mit der zunehmenden Anzahl an Systemen über die Jahre
steigt. Die beeinflussenden Größen sind hierbei
die Eigenverbrauchsquoten der Prosumer,
die erzeugte Menge an Solarenergie und
die Höhe der EEG-Vergütung.
Für ganz Deutschland stiegen die zugehörigen jährlichen Be-
träge innerhalb der Jahre 2014 bis 2017 von ca. 6,2 Mio. €
auf 32,4 Mio. €.
EEG-Umlage
Da insbesondere die Thematik der vermiedenen EEG-Um-
lage durch vermehrten Eigenverbrauch ein häufig diskutiertes
Themenfeld darstellt, ist diese in Abbildung 4.14 und Abbil-
dung 4.15 nicht mit den sonstigen Steuern und Umlagen ver-
rechnet, sondern separat aufgeführt. Die Summe der durch
PV-Anlagen mit Nennleistungen von mehr als 10 kWp einge-
nommenen EEG-Umlage ist positiv aufgetragen, jedoch mar-
ginal. Dies liegt daran, dass die allermeisten PV-Anlagen seit
2014 bewusst so ausgelegt wurden, dass sie diese Grenze
nicht überschreiten. Die Summe der entgangenen EEG-Um-
lage stieg zwischen 2014 und 2017 von 2,7 Mio. € auf
15,3 Mio. € an.
Steuern, Abgaben und sonstige Umlagen
Ein Großteil des deutschen Endkundenstrompreises setzt
sich aus Steuern, Umlagen und Abgaben zusammen (siehe
dazu auch Tabelle 4.2). Ein steigender Autarkiegrad einer
wachsenden Anzahl von Stromverbrauchern führt somit zu ei-
ner Verringerung der insgesamt aus Strombezug generierten
Steuereinnahmen. Die so ermittelten Geldmengen gehen da-
her negativ in die Bilanz ein. Den Mindereinnahmen von Steu-
ern und Umlagen durch Verringerung des privaten Strombe-
zugs steht jedoch
die auf Speichersysteme gezahlte Umsatzsteuer (Klein-
unternehmerregelung) oder
die Umsatzsteuer auf Einspeisung und Eigenverbrauch
(Regelbesteuerung)
entgegen. Diese wird in Abbildung 4.14 und Abbildung 4.15
jeweils positiv aufgetragen. Die Bilanz von zusätzlich einge-
nommenen und vermiedenen Steuern und sonstigen Umla-
gen ist für alle betrachteten Jahre nahezu ausgeglichen.
4 Das Standard-Monitoring
4.4 Direkte Effekte des Eigenverbrauchs auf Steuern, Umlagen und Abgaben
Das Standard-Monitoring 75
Abbildung 4.14: Direkte Effekte des Eigenverbrauchs von PV-Anlagen mit Speicher auf Steuern und Umlagen in den Jahren 2014 bis 2017 unter der Annahme, dass alle PV-Anlagen und Speichersysteme der Kleinunternehmerregelung unterliegen.
Abbildung 4.15: Direkte Effekte des Eigenverbrauchs von PV-Anlagen mit Speicher auf Steuern und Umlagen in den Jahren 2014 bis 2017 unter der Annahme, dass alle PV-Anlagen und Speichersysteme der Regelbesteuerung unterliegen.
© ISEA RWTH Aachen
© ISEA RWTH Aachen
4 Das Standard-Monitoring
4.4 Direkte Effekte des Eigenverbrauchs auf Steuern, Umlagen und Abgaben
76 Das Standard-Monitoring
Entgangene Netzentgelte und Konzessionsabgaben
Die Aufrechterhaltung der Infrastruktur zur Elektrizitätsversor-
gung wird in Deutschland derzeit vor allem über Netzentgelte
gedeckt, die einen wesentlichen Bestandteil des Arbeitsprei-
ses für elektrische Energie von privaten Endverbrauchern
darstellen.
Die Nutzbarmachung öffentlicher Wege zur Verlegung und
zum Betrieb der Verteilleitungen (Konzessionsabgabe) stellt
darüber hinaus eine wichtige Einnahmequelle für Städte und
Gemeinden dar. Die Einnahmen aus diesen Abgaben sinken
durch eine steigende Anzahl an Prosumern. Die ausschlag-
gebende Einflussgröße ist in diesem Fall der Autarkiegrad:
Bei hohen Autarkiegraden wird wenig Energie aus dem Netz
bezogen, wodurch unter den aktuellen Netzentgeltregelun-
gen geringe Netzentgelte und Konzessionsabgaben gezahlt
werden. Dies ist problematisch, da auch Prosumer grundsätz-
lich weiterhin einen Netzanschluss benötigen (siehe Kapitel
4.3.3), sich durch vermehrten Eigenverbrauch aber in gerin-
gerem Umfang an dessen Finanzierung beteiligen. Da die
Kosten zur Erhaltung der Infrastruktur unabhängig vom tat-
sächlichen Verbrauch der einzelnen Letztverbraucher sind,
führen verringerte Zahlungen von Prosumern somit zu einer
erhöhten Belastung der verbleibenden Stromkunden.
Summe
Abbildung 4.16 stellt die Bilanz aller positiven und negativen
monetären Beträgen des jeweiligen Jahres für die zwei Be-
steuerungsalternativen dar. Insgesamt sind die resultieren-
den Summen mit maximal 3 Mio. € in 2017 für alle betrachte-
ten Jahre gering. Generell ist zu beachten, dass die Annahme
einer einzigen Besteuerungsart für alle Prosumer jeweils ein
Extremszenario darstellt – der tatsächliche Wert wird zwi-
schen den beiden analysierten Szenarien liegen.
Abbildung 4.16: Summe der direkten Effekte des Eigenverbrauchs auf Steuern und Umlagen für die beiden Extremszenarien: Alle PV-Speicher unterliegen der Kleinunternehmerregelung oder alle PV-Speicher unterliegen der Regelbesteuerung.
4 Das Standard-Monitoring
4.4 Direkte Effekte des Eigenverbrauchs auf Steuern, Umlagen und Abgaben
Das Standard-Monitoring 77
Förderung
Auch die Förderung eines Teils der in Deutschland betriebe-
nen PV-Speicher durch die KfW-Bank oder lokale Förderpro-
gramme der einzelnen Bundesländer und Kommunen haben
einen Einfluss auf die entstehenden Zahlungsströme.
Abbildung 4.17 zeigt den Verlauf des durchschnittlichen Til-
gungszuschusses, der von 2013 mit 3.200 € auf etwa 1.600 €
pro Speichersystem in 2017 gefallen ist. Der Grund für die
fallenden Tilgungszuschüsse pro Speichersystem ist der de-
gressiv gestaltete Fördersatz innerhalb des Förderpro-
gramms (vgl. Kapitel 2). Bis Ende 2017 wurde insgesamt ein
Tilgungszuschussvolumen in Höhe von etwa 79 Millio-
nen Euro für eine Gesamtanzahl von rund 30.500 Anträgen
zugesagt. Damit wurden im selben Zeitraum privatwirtschaft-
liche Investitionen von mehr als 700 Millionen Euro ange-
schoben. Im ersten Halbjahr 2018 sanken die durchschnittli-
chen Tilgungszuschüsse auf rund 1.000 € pro Speicher [33].
Ausblick
Anhand der am Markt zu beobachtenden Tendenzen lassen
sich qualitative Aussagen über die Entwicklung der direkten
Effekte des Eigenverbrauchs von PV-Anlagen mit Solar-
stromspeichern ableiten:
Bei Wegfall der Einspeisevergütung für Strom aus PV-An-
lagen würde der Posten „Nicht gezahlte EEG-Vergütung"
für eine steigende Anzahl von PV-Anlagen aus der Be-
rechnung herausfallen.
Ein vermehrtes Nachrüsten von älteren PV-Anlagen (hö-
here EEG-Vergütung) mit Speichern würde dagegen ein-
gesparte Vergütungszahlungen zur Folge haben.
Sinkende Endkundenpreise könnten in Zukunft die Ein-
nahmen durch die gezahlte Umsatzsteuer pro Speicher-
system mindern. Von 2013 bis Ende 2017 ist die durch-
schnittliche Investitionssumme pro Speichersystem je-
doch trotz sinkender Batteriepreise etwa konstant geblie-
ben (vgl. Kapitel 3.5.3).
Abbildung 4.17: Entwicklung des durchschnittlichen Tilgungszuschusses der KfW-Förderung pro Speichersystem.
5 Das Intensiv-Monitoring
5.1 Vorstellung der vermessenen Speichersysteme
Das Intensiv-Monitoring 79
5 Das Intensiv-Monitoring
Im Rahmen des Intensiv-Monitorings soll die Wirkung und der
Nutzen von PV-Speichern auf den jeweiligen Haushalt sowie
auf das Verteilnetz analysiert werden. So kann ein besseres
Verständnis der Technologie unter realen Einsatzbedingun-
gen geschaffen werden, anhand dessen Empfehlungen für
die langfristige Weiterentwicklung der Technologie abgeleitet
werden können. Im Rahmen des Forschungsprojektes wer-
den dazu in Labortests sowie an derzeit 20 privat betriebenen
Solarstromspeichern hochauflösende Messungen durchge-
führt, bei denen alle Spannungen, Ströme und Energieflüsse
von PV-Anlage, Haushalt, Speichersystem und Stromnetz se-
kündlich erfasst und ausgewertet werden. Darüber hinaus
werden die solare Einstrahlung, Faktoren der Netzqualität
nach DIN EN 50160 sowie die Temperaturwerte der PV-Mo-
dule, der Batterie und des Installationsorts aufgezeichnet. Die
Installation von Messsystemen an 12 weiteren Haushalten mit
PV-Speicher wird derzeit umgesetzt.
Zunächst werden die vermessenen Speichersysteme und die
hochauflösenden Messsysteme beschrieben (eine detaillierte
Beschreibung befindet sich im Jahresbericht 2016 [29]). An-
schließend werden die Analysen der Messdaten vorgestellt.
5.1 Vorstellung der vermessenen
Speichersysteme
Im Rahmen des Intensiv-Monitorings werden markttypische
PV-Speichersysteme mit einem gleichzeitig möglichst breiten
Spektrum an technischen Ausprägungen berücksichtigt. Im
Vorfeld der Vermessung wurde dazu eine Auswahl von vier
Speichersystemtypen getroffen. Dabei erfolgte die Auswahl
nach folgenden Kriterien:
Hohe Marktdurchdringung
Hohe technische Diversität
o Blei- und Lithium-Ionen-Batterien
o Ein- und dreiphasige Systeme
o AC- und DC-gekoppelte Systeme
Zur Vermessung durch das Intensiv-Monitoring wurden nach
Anwendung der beschriebenen Kriterien im Jahr 2014 die fol-
genden Systemtypen ausgewählt:
Senec.IES Home G2 (Deutsche Energieversorgung)
Sunny Boy Smart Energy (SMA)
Hauskraftwerk S10 (E3/DC)
ECO (Sonnenbatterie)
Die unterschiedlichen PV-Speicher sind in Abbildung 5.1 bis
Abbildung 5.4 dargestellt; die technischen Eigenschaften der
Speichersysteme sind in Tabelle 5.1 zusammengefasst. Eine
detaillierte Beschreibung der einzelnen Speichersysteme ist
im Anhang D zu finden. Nach Vermessung der Speichersys-
teme im Labor (vgl. Jahresbericht 2016 [29]) wurde in Zusam-
menarbeit mit einem Elektromeisterbetrieb eine definierte
Vorgehensweise der Vermessung in privaten Haushalten ent-
wickelt. Die dort installierten Messsysteme senden täglich se-
kündliche Messdaten an einen Server des ISEA.
Tabelle 5.1: Technische Eigenschaften der ausgewählten Solarstromspeicher.
Hersteller Produktbezeichnung Batterietyp AC / DC Anschluss
Deutsche Energieversorgung Senec.IES Home G2(+) Blei AC 1-phasig
SMA Smart Energy Lithium DC 1-phasig
E3/DC S10 Lithium DC 3-phasig
Sonnen Eco Lithium AC 1-phasig
Bild auf S. 78 © minervastudio/fotolia.com
5 Das Intensiv-Monitoring
5.1 Vorstellung der vermessenen Speichersysteme
80 Das Intensiv-Monitoring
Abbildung 5.1: Senec.IES Home G2+
Quelle: www.solarinvert.de.
Abbildung 5.2: SMA Sunny Boy Smart Energy
Quelle: www.sma.de.
Abbildung 5.3: E3DC S10 Quelle: www.e3dc.de.
Abbildung 5.4: Sonnenbatterie Eco Quelle: sbc-koblenz.sonnenbatterie.de.
5 Das Intensiv-Monitoring
5.2 Definition der Messstellen
Das Intensiv-Monitoring 81
5.2 Definition der Messstellen
Für die verschiedenen Speichertopologien wurden Messkon-
zepte entwickelt, die eine umfassende Analyse bezüglich der
Wirkungsgrade, der Eigenverbrauchssteigerung, des Netz-
verhaltens und der Batteriealterung erlauben. Diese Mess-
pläne unterscheiden sich für AC- und DC-gekoppelte Sys-
teme. Zu beachten sind folgende Anmerkungen:
Die Messplanerstellung erfolgt grundsätzlich für eine drei-
phasige Anbindung der PV-Anlage bzw. des Speichersys-
tems. Bei Systemen, die nur über eine einphasige Verbin-
dung verfügen, entfallen nichtrelevante Messstellen.
Für Messungen auf der Gleichstromseite des PV-Genera-
tors wird im Messplan von lediglich einem DC-Anschluss
ausgegangen. Ist die Anlage an einen Multistring-Wech-
selrichter angeschlossen, werden dort entsprechend
mehrere DC-Messstellen implementiert.
5.2.1 AC-gekoppelte Speichersysteme
AC-gekoppelte Speichersysteme werden über die Wechsel-
stromseite des Haushaltes mit der PV-Anlage verbunden. In
Abbildung 5.5 ist ein entsprechender Aufbau schematisch
dargestellt. Wenn nicht explizit anders beschrieben, werden
an den Messstellen jeweils Strom, Spannung, Leistung sowie
der Energiefluss gemessen. Die Messstellen können wie folgt
beschrieben werden:
Auf der Wechselstromseite befinden sich drei Messstellen
(blau markiert, von links nach rechts: Speicher L1-L3, PV
L1-L3, Haushalt L1-L3). Die Angabe L1-L3 bezieht sich
dabei auf die einzelnen Phasen des Stromnetzes.
Auf der Gleichstromseite (orange markiert) wird eine
Messstelle direkt an der Batterie (Batterie DC) ange-
bracht, eine weitere an der PV-Anlage (PV DC).
An der Batterie des Speichersystems wird ein Sensor zur
Überwachung der Batterietemperatur und an der PV-An-
lage ein Einstrahlungssensor angebracht.
Abbildung 5.5: Schematischer Aufbau eines hochauflösenden Messsystems für ein AC-gekoppeltes PV-Speichersystem.
NS-Netz
Netzzäh
ler
L1
L2
L3
N
=
~
=
~
Speichersystem
Q.Pac
Controller
PV-Anlage
AC-Messung
DC-Messung
Haushalt L1-L3PV
L1-L3
Speicher
L1-L3
Batterie
DCPV DC
Kommunikation
FTP
Temperatursensor
Einstrahlungs-
sensor© ISEA RWTH Aachen
5 Das Intensiv-Monitoring
5.2 Definition der Messstellen
82 Das Intensiv-Monitoring
5.2.2 DC-gekoppelte Speichersysteme
Im Unterschied zu AC-gekoppelten Speichersystemen sind
DC-gekoppelte Speichersysteme nicht über die Wechsel-
stromseite des Haushaltes, sondern über einen Gleichspan-
nungszwischenkreis mit der PV-Anlage verbunden. Der resul-
tierende Messaufbau ist in Abbildung 5.6 schematisch darge-
stellt:
Auf der Wechselstromseite (blau) gibt es eine Messstelle
für den Speichersystemausgang (Speicher L1-L3) und
eine Messstelle für die Belastung durch den Haushalt
(Haushalt L1-L3). Mit diesen zwei Messstellen auf der AC-
Seite ist es möglich, den Netzbezug bzw. die Netzeinspei-
sung am Netzanschluss zu errechnen.
Auf der Gleichstromseite (orange) werden an der PV-An-
lage (PV DC) und an der Batterie (Batterie DC) Messstel-
len implementiert. Wie bei der AC-gekoppelten Topologie
erfasst ein Temperatursensor die Batterietemperatur im
Speichersystem und ein Einstrahlungssensor die solare
Einstrahlung sowie die Modultemperatur.
5.2.3 Validierung des Messsystems und Qualität
der Speicherinstallationen
Um die entworfenen Messpläne umzusetzen, wurde im For-
schungsprojekt ein Messsystem entwickelt, das die genann-
ten Messgrößen und weitere speicher- und netzrelevante Pa-
rameter erfasst. Der Aufbau und die Validierung des Mess-
systems wurden bereits ausführlich im Jahresbericht 2016
behandelt [29]. Daher wird an dieser Stelle auf eine erneute
Beschreibung verzichtet.
Die Qualität der Speicherinstallationen ist nach anfänglichen
Problemen (siehe Jahresbericht 2015 [28]) auf einem hohen
Niveau. Es kann als Erfolg des Monitorings und als ein gene-
reller Fortschritt der Branche gewertet werden, dass die seit
Mitte 2015 besichtigten PV-Speichersysteme durchgängig
höhere Installationsqualitäten aufwiesen. Dies ist auf höhere
Erfahrungswerte der Installateure, installationsfreundlichere
Speichersysteme und bessere Schulungen seitens der Her-
steller zurückzuführen.
Abbildung 5.6: Schematischer Aufbau eines hochauflösenden Messsystems für ein DC-gekoppeltes PV-Speichersystem.
NS-Netz
Netzzäh
ler
Haushalt L1-L3
L1
L2
L3
N
=
~
Speichersystem
AC-Messung
DC-Messung
=
=
=
=
PV
DC
Batterie
DC
ControllerKommunikationFTP
Speicher
L1-L3
Temperatursensor
Einstrahlungs-
sensor
PV-Anlage
© ISEA RWTH Aachen
5 Das Intensiv-Monitoring
5.3 Energetische Effizienz und Belastungshäufigkeiten der Batterien
Das Intensiv-Monitoring 83
5.3 Energetische Effizienz und Belastungs-
häufigkeiten der Batterien
Dieses Kapitel stellt die energetischen Effizienzen der Batte-
rien sowie deren Belastungshäufigkeiten vor.
5.3.1 Energetische Effizienzen der Batterien
Der durchschnittliche DC-Round-trip Wirkungsgrad der
Batterien von Heimspeichern beträgt etwa 75-95 %.
Abbildung 5.7 stellt die DC-Effizienzen der im Feld vermesse-
nen Batterien (ohne Berücksichtigung der leistungselektroni-
schen Komponenten) gemäß der folgenden Formel dar:
𝐸𝑓𝑓𝑖𝑧𝑖𝑒𝑛𝑧 = (𝐸𝑛𝑡𝑙𝑎𝑑𝑒𝑛𝑒 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑒 𝑖𝑛 𝑘𝑊ℎ
𝐸𝑖𝑛𝑔𝑒𝑠𝑝𝑒𝑖𝑐ℎ𝑒𝑟𝑡𝑒 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑒 𝑖𝑛 𝑘𝑊ℎ) ∙ 100 %
In der Spitze erreichen die Batterien bis zu 96 % Effizienz. Die
ineffizienteste Batterie erreicht hingegen lediglich einen ener-
getischen Wirkungsgrad von 74 % in 2017.
Lithium-Ionen-Batterien weisen dabei durchgehend höhere
Effizienzen als Blei-Säure-Batterien auf. Aber auch innerhalb
der Lithium-Ionen-Batterien lässt sich eine Abstufung der Ef-
fizienz zwischen den Zelltechnologien LiFePO4 (Lithium-Ei-
senphosphat: tendenziell geringere Wirkungsgrade) und
NMC (Nickel-Mangan-Cobalt: tendenziell höhere Wirkungs-
grade) feststellen. Zu beachten ist, dass in den gemessenen
Werten teilweise auch die Versorgung des Batteriemanage-
mentsystems (BMS) enthalten ist, wenn der Abgriff der Ver-
sorgung vor den in Kapitel 5.2 gezeigten Messpunkten statt-
findet.
Gegenüber 2016 zeigt sich im Jahr 2017 insgesamt ein leicht
abnehmender Trend bei der Effizienz einiger Batterien. Dies
kann auf geringfügig gestiegene Innenwiderstände in Folge
von Alterungseffekten zurückgeführt werden.
Abbildung 5.7: Effizienz der Batterien für 2016 und 2017 absteigend sortiert.
5 Das Intensiv-Monitoring
5.3 Energetische Effizienz und Belastungshäufigkeiten der Batterien
84 Das Intensiv-Monitoring
5.3.2 Belastungshäufigkeiten der Batterien
Die Ladung der Speichersysteme findet überwiegend im
hohen Leistungsbereich statt, die Entladung bei niedri-
gen Leistungen.
Abbildung 5.8 zeigt die durchschnittliche Belastungssituation
der im Feld vermessenen Speichersysteme. Dazu werden die
umgesetzten Energiemengen bezogen auf die Nennleistung
der Batterieumrichter bzw. -wandler dargestellt. Der Mess-
zeitraum erstreckt sich von Anfang 2016 bis Ende 2017 und
umfasst damit zwei Jahre. Die Speichersysteme weisen ein
gegensätzliches Verhalten in Lade- und Entladerichtung auf.
Bei der Ladung treten insbesondere bei höheren Leistungen
hohe Energiemengen auf. Dies kann vor allem auf das Ver-
hältnis von PV-Nennleistung zur Leistung des Batterieumrich-
ters bzw. -wandlers zurückgeführt werden. Die durchschnittli-
che PV-Nennleistung ist mit etwa 7,3 kWp mehr als doppelt
so hoch wie die durchschnittliche Nennleistung der Batterie-
leistungselektronik. Bei mittleren und hohen PV-Erzeugungen
wird die Batterie daher tendenziell mit maximaler Ladeleis-
tung geladen.
Die Verteilung der Entladeleistung ist im Gegensatz zur La-
dung zu niedrigen Leistungen hin verschoben: Mehr als ein
Viertel der Energie wird zwischen 10 und 20 % der Nennleis-
tung umgesetzt; unterhalb von 30 % der Nennleistung sogar
über 50 % der Energie. Die Teillastbereiche stellen insbeson-
dere die Versorgung des Grundverbrauchs der Haushalte
während der Abend- und Nachtstunden dar. In diesen Leis-
tungsbereichen sind die tendenziell geringen Wirkungsgrade
der Umrichter bzw. Wandler zu berücksichtigen [29, 32]. Der
Leistungsbereich zwischen 50 und 80 % der Nennleistung ist
mit jeweils weniger als 5 % der Energie verhältnismäßig ge-
ring ausgelastet. Zwischen 80 und 120 % der Nennleistung
steigt der umgesetzte Energieanteil auf kumuliert über 15 %
an. Dies umfasst alle Haushaltslasten nahe und oberhalb der
Nennleistung der Leistungselektronik.
Abbildung 5.8: Belastungshäufigkeiten der vermessenen PV-Speichersysteme für zwei Jahre von 2016 bis 2017.
5 Das Intensiv-Monitoring
5.4 Saisonales Verhalten von Heimspeichern
Das Intensiv-Monitoring 85
5.4 Saisonales Verhalten von
Heimspeichern
In diesem Kapitel werden die gemessenen Jahres- und Ta-
gesverläufe von PV-Speichern dargestellt. Diese sollen Netz-
betreibern, Endkunden, Herstellern und anderen Interessen-
ten einen detaillierten Überblick über das saisonale Verhalten
der Speichersysteme bieten.
5.4.1 PV-Erzeugung
Die PV-Erzeugung in Deutschland unterliegt starken
saisonalen Schwankungen.
Abbildung 5.9 zeigt die Tagesverläufe der PV-Erzeugung
über die Monate des Jahres 2017 für eine exemplarische PV-
Anlage (10 kWp). Die dargestellten Werte entsprechen je-
weils dem arithmetischen Mittel aller aufgezeichneten Mess-
werte eines Monats innerhalb der jeweiligen Stunde des Ta-
ges. Jedem Wert wird anhand der nebenstehenden Farbskala
ein Farbcode zugeordnet. Zu beachten ist, dass durch die
Verwendung von Mittelwerten Extremfälle geglättet werden
und die Begrenzung der Einspeiseleistung von 60 % (hier:
6 kW) bei dieser PV-Anlage über die Abregelung der PV-Er-
zeugung erfolgt (vgl. Kapitel 5.5).
Bei Betrachtung der durchschnittlichen PV-Erzeugung ist der
typische Jahresverlauf der nördlichen Hemisphäre zu erken-
nen: Die PV-Erzeugung weist in den Monaten Mai bis August
zwischen dem Sonnenaufgang (ca. 5 bis 6 Uhr) und dem
Sonnenuntergang (nach 20 Uhr) vor allem um die Mittagszeit
die durchschnittlich höchsten Erzeugungsleistungen von
4 bis 5 kW auf. In den Wintermonaten hingegen werden in
weniger Sonnenstunden von ca. 9 bis 16 Uhr durchschnittlich
nur Leistungen von 0,5 kW bis 3 kW erreicht. Im Gegensatz
zur gezeigten PV-Anlage hätte die PV-Anlage eines progno-
sebasierten PV-Speichers mit 10 kWp PV-Nennleistung im
Sommer leicht erhöhte Erzeugungsleistungen, da weniger
PV-Erzeugung abgeregelt wird. Die Begrenzung der maxima-
len Einspeiseleistung wird bei diesen Systemen über die Bat-
terieladung erreicht (vgl. Kapitel 5.5).
Abbildung 5.9: Arithmetische Mittel der gemessenen saisonalen PV-Erzeugung für eine exemplarische PV-Anlage mit einer Nennleistung von 10 kWp für das Jahr 2017.
Entspricht dem arithmetischen Mittel aller Messdaten
zwischen 11 Uhr und 12 Uhr im September 2017
5 Das Intensiv-Monitoring
5.4 Saisonales Verhalten von Heimspeichern
86 Das Intensiv-Monitoring
5.4.2 Batterieleistung
Prognosebasierte Speichersysteme laden später als PV-
Speicher ohne Prognosen.
Abbildung 5.10 zeigt die saisonale Ladeleistung eines prog-
nosebasierten Speichersystems (unten) und eines PV-Spei-
chers ohne Prognose (oben) mit einer Nennleistung von je-
weils 3 kW. Während negative Leistungen der Ladung ent-
sprechen, stellen positive Leistungen die Entladung der Spei-
chersysteme dar.
Das nicht-prognosebasierte Speichersystem (oben) wird
mit Beginn des ersten PV-Überschusses in den Sommermo-
naten ab ca. 7 bis 8 Uhr bei durchschnittlichen Leistungen um
1,5 kW geladen. Gegen 11 bis 12 Uhr ist das Speichersystem
typischerweise vollgeladen und der Hausverbrauch kann im
Mittel bis etwa 18 bis 19 Uhr direkt durch die PV-Anlage ge-
deckt werden. Daher lädt oder entlädt das Speichersystem in
den Stunden zwischen 12-19 Uhr im Mittel nur wenig.
Das prognosebasierte Speichersystem (unten) lädt erst
gegen Mittag (10 bis 12 Uhr) mit hohen durchschnittlichen La-
deleistungen um 1,5 kW. Zudem ist die Ladung über den ge-
samten Tagesverlauf bis etwa 16 Uhr verteilt. Diese Vertei-
lung entspricht der bedarfsgerechten Ladung der Batterie ge-
nau dann, wenn die Einspeiseleistung der PV-Anlage die
60 %-Begrenzung übersteigen würde. In den Abendstunden
beginnt die Entladung beider Speichersysteme mit Leistun-
gen von durchschnittlich weniger als 1 kW. In den Wintermo-
naten sind die Speichersysteme deutlich eher entladen als in
den Sommermonaten, da durch eine geringere PV-Erzeu-
gung auch geringere Ladezustände erreicht werden.
Abbildung 5.10: Arithmetische Mittel der gemessenen saisonalen Batterieleistung für das Jahr 2017: PV-Speicher ohne Prognose (oben) und PV-Speicher mit prognosebasierter Betriebsstrategie (unten). Leistungen im vernachlässigbaren Leistungsbereich wurden zur besseren Darstellung gefiltert. Leistung der Batterieumrichter: 3 kW.
Mon
ate
Mona
te
Pro
gno
se
basie
rtN
icht-
pro
gn
oseb
asie
rt
Entladung
mit geringen
Leistungen
Entladung
mit geringen
Leistungen
Entladung
Entladung
Frühe
Ladung
Späte
Ladung
5 Das Intensiv-Monitoring
5.4 Saisonales Verhalten von Heimspeichern
Das Intensiv-Monitoring 87
5.4.3 Batteriespannung
Prognosebasierte Speichersysteme können durch eine
spätere Vollladung die Lebensdauer von Lithium-Ionen-
Batterien verlängern.
Abbildung 5.11 zeigt den saisonalen Verlauf der gemessenen
Batteriespannungen eines prognosebasierten Speichersys-
tems (unten) und eines PV-Speichers ohne Prognose (oben).
Der PV-Speicher ohne Prognose (oben) erreicht aufgrund
der frühen Ladung (vgl. Abbildung 5.10 und Abbildung 5.14)
im Sommer bereits ab 10 Uhr hohe Spanungswerte von
51,5 V. Da die Haushaltslast in der Regel im weiteren Verlauf
des Tages direkt durch die PV-Erzeugung gedeckt werden
kann, verweilt der Speicher in den Sommermonaten bis in die
Abendstunden (18 bis 20 Uhr) bei hohen Batteriespannun-
gen bis die Entladung beginnt.
Das prognosebasierte Speichersystem (unten) erreicht im
Gegensatz dazu durch die späte Ladung zur Mittagszeit (vgl.
Abbildung 5.10 und Abbildung 5.15) erst etwa gegen
14 bis 16 Uhr vergleichbar hohe Batteriespannungen. Da es
bei der Entladung der beiden Speichersystemtypen keine
grundlegenden Unterschiede gibt, führt die spätere Ladung
des prognosebasierten Speichers insgesamt zu einer Verrin-
gerung der Verweilzeiten bei hohen Spannungen. Bei Li-
thium-Ionen-Batterien hat dies einen positiven Einfluss auf die
kalendarische Alterung der Zellen [48–51]. Es ist daher zu er-
warten, dass mit prognosebasierten Betriebsstrategien ten-
denziell höhere Lebensdauern erreicht werden können. Dies
deckt sich mit simulativen Studien zur Alterung von Heimspei-
chern [52, 53].
Abbildung 5.11: Arithmetische Mittel der gemessenen saisonalen Batteriespannung für das Jahr 2017: PV-Speicher ohne Prognose (oben) und PV-Speicher mit prognosebasierter Betriebsstrategie (unten).
Monate
Monate
13 h
10 h
Pro
gnosebasie
rtN
icht-
pro
gnosebasie
rt
Batteriespannung in V
Batteriespannung in V
5 Das Intensiv-Monitoring
5.5 Begrenzung der Einspeiseleistung von PV-Anlagen
88 Das Intensiv-Monitoring
5.5 Begrenzung der Einspeiseleistung von
PV-Anlagen
Dieses Kapitel stellt die rechtlichen und technischen Hinter-
gründe der netzdienlichen Einspeisung von PV-Anlagen dar
und diskutiert deren Umsetzung in der Praxis.
5.5.1 Hintergrund
Die KfW-Förderung für Solarstromspeicher ist an Vorausset-
zungen geknüpft, die eine nachhaltige Entwicklung der Tech-
nologie begünstigen und einen netzentlastenden Betrieb der
Anlagen sicherstellen sollen [31]. In den Förderrichtlinien wird
unter anderem die Begrenzung der maximalen Einspeiseleis-
tung auf 50 % wie folgt festgelegt:
„Die maximale Leistungsabgabe der Photovoltaikanlage am
Netzanschlusspunkt beträgt 50 % der installierten Leistung
der Photovoltaikanlage. Die Verpflichtung zur Leistungsbe-
grenzung besteht dauerhaft für die gesamte Lebensdauer der
Photovoltaikanlage, mindestens aber 20 Jahre, und erstreckt
sich damit auch auf einen eventuellen Weiterbetrieb der Pho-
tovoltaikanlage nach Außerbetriebnahme des Speichersys-
tems.“ [31]
Der Grund für die Begrenzung der Einspeiseleistung liegt in
der Netzstabilität. Einige Verteilnetze sind den wachsenden
Herausforderungen, die durch eine vermehrte dezentrale
Stromerzeugung entstehen, nicht ohne Weiteres gewachsen:
Zu Zeiten hoher Sonneneinstrahlung kann es insbesondere
in ländlichen Netzgebieten zu unzulässigen Spannungsan-
stiegen oder Überlastungen von elektrischen Betriebsmitteln
wie Erdkabeln oder Transformatoren kommen [13, 14]. Um
diesem Effekt entgegenzuwirken, wird in § 9 EEG für PV-An-
lagen mit einer Nennleistung von bis zu 30 kWp entweder die
Möglichkeit einer ferngesteuerten Leistungsreduzierung
durch den Netzbetreiber oder eine feste Einspeisebegren-
zung von maximal 70 % der PV-Nennleistung gefordert [4].
Solarstromspeicher bieten durch die Einspeicherung von
Energie zu Zeiten hoher PV-Erzeugung das Potenzial, die
Netze signifikant zu entlasten [32]. Basierend auf dem netz-
dienlichen Potenzial von PV-Speichern legt die KfW-Förde-
rung Erneuerbare Energien – Speicher seit 2016 eine Be-
grenzung der PV-Anlagen mit gefördertem Solarstromspei-
cher auf 50 % als Förderbedingung fest [31]. Die Begrenzun-
gen gemäß dem EEG und der KfW-Förderung sind in Abbil-
dung 5.12 dargestellt. In der ersten Periode des Förderpro-
gramms von 2013 bis 2015 betrug die maximale Einspeise-
leistung noch 60 % der installierten PV-Nennleistung. Diese
Begrenzung gilt für alle derzeit vermessenen privaten Spei-
chersysteme aus dem Intensiv-Monitoring.
Für die Einhaltung der maximalen Einspeiseleistung gibt es
grundsätzlich zwei Möglichkeiten, die in Abbildung 5.13 dar-
gestellt sind. Im prognosebasierten Betrieb hält der Heimspei-
cher Kapazität für die erzeugungsstarken Mittagszeiten vor
und lädt zu diesen Zeiten verstärkt die Batterie. So können
Abregelungsverluste von Solarstrom effektiv vermieden wer-
den [21, 54, 55]. Die Möglichkeiten von Prognosen sind dabei
vielfältig: Das Spektrum reicht von simplen Persistenzprogno-
sen (das Wetter morgen wird so, wie das Wetter heute) bis zu
selbstlernenden Algorithmen auf Basis neuronaler Netze, die
aktuelle Wetter und Lastprognosen verwenden. Im nicht-
prognosebasierten Betrieb hingegen lädt das Speichersys-
tem immer dann, wenn die PV-Erzeugung größer als der
Hausverbrauch ist. Dies kann jedoch dazu führen, dass die
Batterie bereits zur Mittagszeit vollgeladen ist und keinen wei-
teren Solarstrom aufnehmen kann. Um die maximale Einspei-
seleitung nicht zu überschreiten, muss der PV-Wechselrichter
in diesem Fall die PV-Erzeugung abregeln - ein finanzieller
Schaden für den Betreiber. Des Weiteren führt die späte La-
dung der Batterie bei prognosebasierten Speichersystemen
auf Lithium-Ionen-Basis zu einer Verlängerung der Lebens-
dauer, da der durchschnittliche Ladezustand verringert wer-
den kann (vgl. Kapitel 5.4.3).
5 Das Intensiv-Monitoring
5.5 Begrenzung der Einspeiseleistung von PV-Anlagen
Das Intensiv-Monitoring 89
Abbildung 5.12: Qualitative Darstellung der Reduzierung der Einspeiseleistung. Zusatzinformation: die erste Periode der KfW-Förderung hatte eine Einspeisebegrenzung von 60 %. Diese gilt für die vermessenen Speichersysteme des Intensiv-Monitorings.
Abbildung 5.13: Qualitative Übersicht zur Begrenzung der Einspeiseleistung.
Begrenzung der
Einspeiseleistung
Frühe Ladung der Batterie bei
erstem Erzeugungsüberschuss
Evtl. Abregelungsverluste
(falls Speicher vor hoher PV-
Erzeugung vollständig geladen)
Minimierung der
Abregelungsverluste,
Verlängerung der Lebensdauer
Zie
lU
msetz
ung
Eff
ekt
Späte Ladung der Batterie über
Mittag zur Vermeidung der
Abregelung von PV-Erzeugung
Nicht-prognosebasierte
Betriebsstrategie
Betr
ieb
Prognosebasierte
Betriebsstrategie
5 Das Intensiv-Monitoring
5.5 Begrenzung der Einspeiseleistung von PV-Anlagen
90 Das Intensiv-Monitoring
5.5.2 Prognosebasierte PV-Speicher vs.
Speichersysteme ohne Prognose
Prognosebasierte Speichersysteme haben geringere
Abregelungsverluste als Speicher ohne Prognose.
Abbildung 5.14 und Abbildung 5.15 zeigen das im Feld ge-
messene Einspeiseverhalten von PV-Speichersystemen mit
und ohne Prognosestrategie. Dargestellt sind jeweils die Leis-
tungen der PV-Erzeugung, der Batterie und des Netzaus-
tauschs für einen exemplarischen Tag mit hoher PV-Erzeu-
gung. Beide PV-Anlagen haben eine Nennleistung von rund
10 kWp und sind in der ersten Periode des Förderprogramms
installiert worden. Dementsprechend ist die Einspeiseleistung
bei beiden PV-Anlagen mit 60 % auf einen maximalen Wert
von 6 kW zu begrenzen. Beide PV-Anlagen stehen im Um-
kreis von Aachen und haben eine vergleichbare Ausrichtung
der PV-Anlage. Im Tagesverlauf lässt sich das folgende Ver-
halten beobachten:
Der nicht-prognosebasierte Speicher beginnt bereits ge-
gen 7 Uhr morgens mit der Ladung, wenn die PV-Erzeugung
die Haushaltslast zum ersten Mal übersteigt. Mit Anstieg der
PV-Erzeugung lädt das Speichersystem ebenfalls mit stei-
genden Leistungen oberhalb von 2 kW kurz vor 9 Uhr. Ab die-
sem Zeitpunkt reduziert der Speicher bereits seine Ladeleis-
tung. Gegen 11 Uhr erreicht der Speicher dann seinen Vollla-
dezustand und nimmt in Folge keine weitere Solarleistung
mehr auf. Um die vorgegebene Einspeisegrenze von 6 kW
einhalten zu können, muss der PV-Wechselrichter die über-
schüssige Erzeugung abregeln. Dem Betreiber gehen
dadurch am betrachteten Tag rund 7 kWh Einspeisung mit ei-
nem monetären Gegenwert von etwa 85 Cent verloren. Dabei
ist zu beachten, dass es sich bei dem betrachteten Tag um
ein Extremszenario handelt. Simulative Analysen dieser The-
matik können bspw. in der 50 %-Studie der HTW Berlin ge-
funden werden [55].
Beim prognosebasierten Speichersystem dagegen wird
die überschüssige PV-Erzeugung in den Morgenstunden zu-
nächst ins Netz eingespeist. Eine Ladung des Speichers er-
folgt erst gegen 9 Uhr, wenn die Netzeinspeiseleistung das
erste Mal die regulatorische Grenze von 6 kW erreicht. In der
Folge kann gut beobachtet werden, wie die Speicherleistung
dynamisch anhand der Residualleistung des Haushaltes ge-
regelt wird. So erfolgt gegen 11:30 Uhr eine vorübergehende
Reduzierung der Speicherladung, da ein Teil der solaren Er-
zeugung direkt im Haushalt verbraucht wird. Im Anschluss da-
ran steigt die Speicherleistung bis 12 Uhr auf etwa 2 kW an,
um die Einspeiseleistung auf 6 kW begrenzen zu können. Ab
etwa 13 Uhr wird mit Leistungswerten nahe der Nennleistung
geladen, damit das Speichersystem noch vollständig geladen
werden kann. Diese Ladung dient nicht primär der Begren-
zung der Einspeiseleistung, da der Netzaustausch deutlich
unterhalb der geforderten 6 kW liegt. Um etwa 14 Uhr ist das
Speichersystem vollständig geladen und die Speicherleistung
fällt auf 0 W ab. Ab dem frühen Abend übernehmen beide
Speichersysteme die Versorgung des Haushaltes und folgen
der Haushaltslast.
Zusammenfassend zeigt sich, dass prognosebasierte Spei-
chersysteme durch die Ladung der Batterie zur Mittagszeit
geringere Abregelungsverluste aufweisen als PV-Speicher
ohne Prognosen. Dennoch kann es vorkommen, dass bei
prognosebasierten Speichern durch Prognosefehler keine
vollständige Ladung der Batterie erfolgt, obwohl die PV-An-
lage eine ausreichende Menge Energie erzeugt hätte. In die-
sem Fall wird die Wirtschaftlichkeit des Speichersystems
nicht durch die Abregelungsverluste negativ beeinflusst, son-
dern durch einen verminderten Eigenverbrauch. Zu beachten
ist, dass auch das prognosebasierte Speichersystem eine Ab-
regelung der PV-Anlage vornehmen muss, falls das Speicher-
system an sonnigen Tagen trotz hoher PV-Erzeugung bereits
vollständig geladen oder zu klein ausgelegt ist.
5 Das Intensiv-Monitoring
5.5 Begrenzung der Einspeiseleistung von PV-Anlagen
Das Intensiv-Monitoring 91
Abbildung 5.14: Nicht-prognosebasierter Betrieb: Abregelung der PV-Anlage. Zehnminütige Mittelwerte der Messung vom 14.06.2017.
Abbildung 5.15: Prognosebasierter Betrieb: Reduzierung der Einspeiseleistung durch Batterieladung. Zehnminütige Mittelwerte der Messung vom 14.06.2017.
5 Das Intensiv-Monitoring
5.5 Begrenzung der Einspeiseleistung von PV-Anlagen
92 Das Intensiv-Monitoring
5.5.3 Kombination der Betriebsstrategien
Kurzzeitig frühes Laden mit anschließender Vollladung
in der Mittagszeit vereint geringe Abregelungsverluste
und hohe Autarkie.
Abbildung 5.16 zeigt eine Kombination der Betriebsstrategien
aus Abbildung 5.14 (nicht-prognosebasierter Betrieb) und Ab-
bildung 5.15 (prognosebasierter Betrieb) für eine PV-Anlage
mit einer Nennleistung von 5 kWp.
Zunächst erfolgt bei erstmaligem PV-Überschuss gegen
07:30 Uhr eine kurzzeitige Ladung des Speichersystems.
Diese Ladung dient der Vorhaltung einer gewissen Mindest-
energiemenge in der Batterie, um kurzzeitige Lastspitzen des
Haushaltes abfangen zu können, die die PV-Erzeugung über-
steigen. So kann der Haushalt es vermeiden, zu diesen Zei-
ten Leistung aus dem Netz zu beziehen und erhöht somit
seine Autarkie.
Nach der kurzzeitigen Ladung bleibt das Speichersystem bis
etwa 10:00 Uhr inaktiv. Sobald die Residualleistung des
Haushaltes die Einspeisebegrenzung übersteigt, wird der
Speicher geladen, um die Netto-Einspeisung unterhalb der
geforderten 3 kW zu halten (60 %-Begrenzung aus der ersten
Periode der KfW-Förderung). Dieses Verhalten kann zwi-
schen 10:00 und 15:00 Uhr wiederkehrend beobachtet wer-
den. Auf diese Weise können analog zu Abbildung 5.15 die
Abregelungsverluste minimiert werden.
Die spätere Vollladung hat darüber hinaus auch hier einen
positiven Einfluss auf die erreichbare Lebensdauer von Li-
thium-Ionen-Batterien (vgl. Kapitel 5.4.3) [48–53].
Abbildung 5.16: Kombinierter Betrieb: Reduzierung der Einspeiseleistung. Kurze Frühladung und dann Batterieladung in der Mittagszeit zur Reduzierung der Einspeiseleistung. Zehnminütige Mittelwerte der Messung vom 14.06.2017.
5 Das Intensiv-Monitoring
5.5 Begrenzung der Einspeiseleistung von PV-Anlagen
Das Intensiv-Monitoring 93
5.5.4 Quantitativer Einfluss von PV-Speichern
auf den Netzaustausch
Speichersysteme verringern sowohl die eingespeisten
als auch die bezogenen Strommengen von Haushalten
mit PV-Anlage.
Abbildung 5.17 zeigt die Summe der umgesetzten Energie-
mengen am Netzanschlusspunkt eines Haushaltes mit PV-
Speicher. Positive Werte entsprechen dabei einer Einspei-
sung von PV-Strom in das öffentliche Netz, negative Werte
dem Bezug von Netzstrom. Zur besseren Vergleichbarkeit
wird neben dem Betrieb mit Speicher (dunkelblau) für den
Haushalt auch der aus den Messdaten rechnerisch ermittelte
Betrieb ohne Speicher (hellblau) dargestellt. Bei der Interpre-
tation der Ergebnisse ist die logarithmische Skalierung der y-
Achse zu beachten.
Die Messungen bestätigen das Potenzial von Heimspeichern,
sowohl die Spitzenleistungen der Einspeisung als auch die
des Netzbezugs zu verringern. Die Reduzierung der maxima-
len Einspeisung von 8 kW auf unter 6 kW ist deutlich zu er-
kennen. Diese ergibt sich durch eine gezielte Ladung des Bat-
teriespeichers während der Mittagszeit. Auch beim Netzbe-
zug können die Leistungsspitzen reduziert werden.
Eine mögliche Restrukturierung des Umlagen- und Abgaben-
systems könnte die Einführung leistungsbezogener Netzent-
gelte auch für den privatwirtschaftlichen Bereich zur Folge ha-
ben. In diesem Fall könnte das Speichersystem über geeig-
nete Betriebsstrategien ebenfalls zur Reduktion der Netzbe-
zugsleistung optimiert werden, wodurch dieser Kostenpunkt
gesenkt werden kann. Insbesondere für die zukünftige ver-
mehrte Ladung von Elektrofahrzeugen könnte ein solches Be-
triebsverhalten Gegenstand weiterer Untersuchungen wer-
den.
Abbildung 5.17: Begrenzung der Netzaustauschleistung (Zehnminütige Mittelwerte) durch den Einsatz eines prognosebasier-ten PV-Speichers (Nutzbare Kapazität: 8 kWh, PV-Nennleistung: 9 kWp, Jahresstromverbrauch Haushalt: 7.700 kWh/a).
5 Das Intensiv-Monitoring
5.6 Alterung von Heimspeichern
94 Das Intensiv-Monitoring
5.6 Alterung von Heimspeichern
Dieses Kapitel führt zunächst in die Problematik der aktuell
nicht einheitlichen Definition der Kapazität von Speichersys-
temen ein. Anschließend werden ab Kapitel 5.6.3 Auswertun-
gen der Alterungstests an 20 privat betriebenen Speichersys-
temen vorgestellt.
5.6.1 Hintergrund und Problematik
Die KfW-Förderung schreibt eine zehnjährige Zeitwertersatz-
garantie auf die Batterie für KfW-geförderte PV-Speicher vor:
„Für die Batterien des Batteriespeichersystems liegt eine Zeit-
wertersatzgarantie für einen Zeitraum von zehn Jahren vor.
Hierbei wird bei Defekt der Batterien der Zeitwert der Batte-
rien ersetzt. Der Zeitwert berechnet sich anhand einer über
den Zeitraum von zehn Jahren beginnend mit dem Tag der
Inbetriebnahme linear angenommenen jährlichen Abschrei-
bung. Die Zeitwertersatzgarantie ist vom Verkäufer dem Käu-
fer des Batteriesystems gegenüber zu garantieren oder über
eine geeignete Versicherungslösung, deren Kosten der Ver-
käufer trägt, zu gewährleisten. Weitergehende Garantieerklä-
rungen der Zwischenhändler/Hersteller können selbstver-
ständlich abgegeben werden.“ [31]
Hierzu konkretisiert das Dokument „Anlage zum Merkblatt Er-
neuerbare Energien – Speicher“:
a. „Hierbei gilt eine Batterie als defekt, wenn ihre Ka-
pazität 80 % der Nennkapazität unterschreitet.
b. Zwischen dem Anlagenbesitzer und dem Herstel-
ler/Händler kann vereinbart werden, welche Nut-
zung der Batterie zu einem Verlust des Anspruchs
auf die Zeitwertersatzgarantie führt. Voraussetzung
eines Verlusts dieses Anspruches muss aber eine
Änderung des Betriebs der Batterie gegenüber dem
Werks- bzw. Installationszustand sein, welche durch
den Anlagenbesitzer oder auf seine Initiative hin
durchgeführt wurde.
c. Die Nachweispflicht, dass eine Nutzung durch den
Anlagenbesitzer vorgelegen hat, welche einen Ver-
lust des Anspruchs auf die Zeitwertersatzgarantie
zur Folge hat, liegt beim Hersteller/Händler.“ [56]
Zehnjährige Zeitwertersatzgarantie auf die Batterie
Exemplarisch bedeuten diese Festlegungen für Betreiber von
PV-Speichersystemen: Erreicht die Batterie nach 5 Jahren
(also der Hälfte der Garantiezeit) eine Kapazität von weniger
als 80 % der angegebenen Nennkapazität, besteht ein An-
spruch auf Ersatz der Hälfte des ursprünglichen Batterieprei-
ses, sofern die Alterung nicht auf einen vom Kunden verschul-
deten Fehlbetrieb des Heimspeichers zurückgeführt werden
kann.
Was ist die Nennkapazität? Wie wird diese getestet?
Nicht immer ist dabei klar, was als „Nennkapazität“ verstan-
den werden darf und wie gegebenenfalls eine Verletzung des
80 %-Kriteriums nachgewiesen werden kann. Die Vielzahl
der unterschiedlichen im Markt verwendeten Bezeichnungen
erschwert es der Kundschaft teilweise, eine informierte Ent-
scheidung zu treffen. In öffentlich zugänglichen Datenblättern
bekannter Speicherhersteller und in Dokumenten von Institu-
tionen und Arbeitsgruppen finden sich unter anderem die in
Tabelle 5.2 aufgeführten Begriffe. Wie die angegebenen Grö-
ßen nachzuweisen sind, ist dabei meistens nicht klar definiert.
Zurzeit gibt es bereits umfangreiche Bemühungen, die Be-
grifflichkeiten zu vereinheitlichen. Dazu zählt neben der Über-
arbeitung des Effizienzleitfadens („Effizienzleitfaden für PV-
Speichersysteme“ [40]) ebenfalls die Erstellung einheitlicher
Datenblattangaben in Arbeitsgruppen und Normungsgre-
mien.
5 Das Intensiv-Monitoring
5.6 Alterung von Heimspeichern
Das Intensiv-Monitoring 95
Tabelle 5.2: Übersicht einer Auswahl der in der Branche verwendeten Kapazitätsbegriffe.
Nummer Kapazitätsbegriff Quelle
1 Nennkapazität
Richtlinien des Förderprogramms im Bundesanzeiger
KfW-Bank
Herstellerangabe Datenblatt
2 Nominale Batteriekapazität (Wattstunden)
Effizienzleitfaden (Version 1.0; Ausgabe 03/2017)
3 Nutzbare Batteriekapazität (Wattstunden)
Neue Version des Effizienzleitfadens (unveröffentlicht) (derzeitiger Zwischenstand der unveröffentlichten Version 1.1)
Speichermonitoring (Angabe für den vom Speicherhersteller freigegebenen Kapazitätsbereich)
Herstellerangabe Datenblatt
4 Nutzbare Kapazität/nutzbare Energie bzw. Nettokapazität/ Nettoenergie (Wattstunden)
VDE-Normentwurf (unveröffentlicht) (derzeitiger Zwischenstand des unveröffentlichten Dokuments Datenblatt- und Typschildangaben von Speichersystemen für Photovoltaikanlagen)
5 Installierte Batteriekapazität (Wattstunden)
Speichermonitoring (Summe der vom Speicherhersteller verbauten Modulkapazitäten)
6 Nutzbare Speicherkapazität (Wattstunden)
Unabhängigkeitsrechner (HTW Berlin)
BNetzA
Herstellerangabe Datenblatt
7 Batteriespeichergröße, Speichergröße
Beratungstool Batteriespeicher (Öko-Institut e.V.), Herstellerangabe Datenblatt
8 Batteriekapazität nutzbar Herstellerangabe Datenblatt
10 Batteriekapazität netto Herstellerangabe Datenblatt
11 Nutzbare Kapazität Herstellerangabe Datenblatt
12 Kapazität Herstellerangabe Datenblatt
13 Nutzbare Energie Herstellerangabe Datenblatt
14 Speicherbare Energie Herstellerangabe Datenblatt
15 Gleichstrom-Energie Herstellerangabe Datenblatt
17 Speicher Herstellerangabe Datenblatt
18 nutzbare Kapazität = Nominale Speicherkapazität * Entladetiefe
Herstellerangabe Datenblatt
19 Nutzbarer Energiegehalt Herstellerangabe Datenblatt
5 Das Intensiv-Monitoring
5.6 Alterung von Heimspeichern
96 Das Intensiv-Monitoring
5.6.2 Vereinheitlichung der Kapazitätsbegriffe
Die Kapazität einer Batterie ist in den Naturwissenschaften
eindeutig in Amperestunden definiert. Nichtsdestotrotz ist es
in der Branche gängige Praxis, die Energie einer Batterie als
(energetische) Kapazität in Wattstunden anzugeben. Auch
das Speichermonitoring verwendet diese Definition, die inzwi-
schen bis in die Grundlagenliteratur durchgedrungen ist [57].
Zur Klärung der derzeit teilweise missverständlich verwende-
ten Begrifflichkeiten und im Sinne transparenter und ver-
ständlicher Garantiebedingungen ist eine einheitliche Defini-
tion des Kapazitätsbegriffs für Heimspeichersysteme anzu-
streben. Generell können drei relevante Kapazitätsgrößen
voneinander abgegrenzt werden (siehe Abbildung 5.18).
Die installierte Batteriekapazität (DC) entspricht der
Summe der Nennkapazitäten der im Speichersystem verbau-
ten Batteriemodule. Sie wird vom Modulverkäufer im Modul-
datenblatt angegeben und gilt als Gewährleistung gegenüber
dem Modulkäufer. Für den Endkunden ist diese Angabe nicht
weiter relevant und sie kann während des Betriebs des Spei-
chersystems auch nicht gemessen werden.
Die nutzbare Batteriekapazität (DC) bleibt nach Abzug von
Sicherheitsmargen und Alterungsreserven von der installier-
ten Batteriekapazität übrig. Dabei entscheiden die Speicher-
systemhersteller, welchen Bereich der installierten Batterie-
kapazität sie für den alltäglichen Betrieb der Speichersysteme
als nutzbare Batteriekapazität freigeben. Diese Größe eignet
sich als Basis für Gewährleistung und Garantie, da für die re-
produzierbare Messung bereits ein anerkanntes Testverfah-
ren existiert: Gemäß dem Effizienzleitfaden wird die nutzbare
Batteriekapazität in einem definierten Entladetest als DC-
Größe bei drei Leistungsstufen erfasst. Das arithmetische
Mittel der energetischen Messungen wird anschließend auf
dem Datenblatt des Speichersystems angegeben [58].
Die Ausgangskapazität (AC) entspricht der Energie, die der
Endkunde nach Abzug der Umrichterverluste auf der AC-
Seite im Haushalt zur Verfügung hat. Sie ist unter anderem
abhängig von der jeweiligen Entladeleistung [29, 32]. Die An-
gabe der Pfadwirkungsgrade gemäß dem Effizienzleitfaden
ist somit auch zur Bewertung der für den Betreiber tatsächlich
zur Verfügung stehenden AC-Kapazität eine wichtige Größe.
Die unterschiedlichen Vertragsbeziehungen zwischen Batte-
riemodulverkäufer, Speichersystemverkäufer und Endkunde
sind in Abbildung 5.19 zusammenfassend dargestellt: Im Fall
eines vorzeitigen Kapazitätsverlustes des Speichersystems
besteht zunächst ein Anspruch des Endkunden gegenüber
dem Speichersystemverkäufer. Der Speichersystemverkäu-
fer kann diesen Anspruch gegebenenfalls gegenüber dem
Speichersystemhersteller geltend machen, wie es auch in der
Bekanntmachung zum Förderprogramm erwähnt ist [31]. Der
Speichersystemhersteller kann den Garantiefall schließlich
gegebenenfalls gegenüber seinem Batteriemodulverkäufer
geltend machen – für den Endkunden ist dieser Vorgang je-
doch nicht weiter relevant.
Ausblick
Der Effizienzleitfaden hat sich in der Branche als notwendiger
Standard für die Laborvermessung und Deklarierung von
Heimspeichersystemen etabliert. Zur Klärung von Gewähr-
leistungs- und Garantiefragen beim Kunden sind die definier-
ten Testroutinen jedoch nur unter großem Aufwand anwend-
bar. Das ISEA hat es sich zum Ziel gesetzt, zusammen mit
Branchenvertretern ein einheitliches und transparentes Ver-
fahren zu entwickeln, das Kunden und Herstellern eine
schnelle und wissenschaftlich fundierte Prüfung von eventu-
ellen Garantiefällen ermöglicht.
5 Das Intensiv-Monitoring
5.6 Alterung von Heimspeichern
Das Intensiv-Monitoring 97
Abbildung 5.18: Qualitative Abgrenzung der verschiedenen Kapazitätsbezeichnungen.
Abbildung 5.19: Qualitative Darstellung der Garantie und Gewährleistungspflichten.
Ausgangskapazität des Speichersystems (AC)
Energie, die der Endkunde nach Abzug der Umrichterverluste auf der
AC-Seite im Haushalt zur Verfügung hat
Ist abhängig von der Entladeleistung: Daher ist die Angabe der
Pfadwirkungsgrade (hier: BAT2AC) gemäß dem Effizienzleitfaden auch
zur Bewertung der Kapazität eine wichtige Größe im Datenblatt
Nutzbare Batteriekapazität des Speichersystems (DC)
Bleibt nach Abzug von Sicherheitsmargen und Alterungsreserven übrig
Sollte gemäß dem Entladetest des Effizienzleitfadens im Datenblatt des
Heimspeichers angegeben werden
Geeignete Basis für Gewährleistung und Garantie des
Speichersystemverkäufers gegenüber dem Endkunden
Installierte Batteriekapazität des Speichersystems (DC)
Summe der Nennkapazitäten aller verbauten Batteriemodule
(die Nennkapazität eines Batteriemoduls wird im Moduldatenblatt durch
den Modulverkäufer angegeben)
Für den Endkunden irrelevant
DC
-Grö
ße
nA
C-G
röß
e
Übergabe des
Speichersystems
Datenblattangaben des
Speichersystems sind Grundlage
für Garantie und Gewährleistung
Modulverkäufer
Speichersystemhersteller
Speichersystemverkäufer
Kunde
Vereinfachte gewerbliche
Wertschöpfungskette
von Speichersystemen
Garantien und
Gewährleistungspflichten aus
den Verträgen und
Datenblattangaben innerhalb
dieser Wertschöpfungskette
sind für den Endkunden nicht
relevant
Übergabe des Kaufpreises
Ansprüche auf Garantie
und Gewährleistung des
Endkunden gegenüber dem
Speichersystemverkäufer
5 Das Intensiv-Monitoring
5.6 Alterung von Heimspeichern
98 Das Intensiv-Monitoring
5.6.3 Durchführung der Kapazitätstests
Eine Grundvoraussetzung für aussagekräftige Kapazitäts-
messungen im Feld sind reproduzierbare Testbedingungen.
Die 20 untersuchen Speichersysteme arbeiten netzgekoppelt
in privaten Haushalten. Von einer Entnahme der Batteriemo-
dule aus den Speichersystemen wurde dabei aus mehreren
Gründen abgesehen:
Eine potenzielle Störung des EMS kann nicht ausge-
schlossen werden, wenn die Batterien entfernt und an-
schließend wieder angeschlossen werden.
Ein potenzieller Gewährleistungs- und Garantieverlust
durch die Entnahme der Batterie soll vermieden werden.
Eine Vermessung im Labor wird als unverhältnismäßig
hohe Belastung für die Betreiber empfunden, da die Spei-
cher in der Zeit nicht verwendet werden können.
Daher wurde ein Testverfahren entwickelt, das eine Vermes-
sung der Batterien vor Ort ermöglicht. Abbildung 5.20 veran-
schaulicht das generelle Vorgehen der im Feld durchgeführ-
ten Kapazitätstests. Bei diesem wird die PV-Anlage abge-
schaltet und das System unter Volllast entladen. Die Systeme
bleiben dabei am Netz angeschlossen. Es erfolgt zudem kein
direkter Eingriff in die Steuerung der Systeme.
Eine Kapazitätsvermessung umfasst eine Vollladung und
eine anschließende vollständige Entladung des Speichersys-
tems. Eine vollständige Ladung (negative Batterieleistung)
und ein darauffolgender Entladevorgang (positive Leistun-
gen) nach Vollladung ist beispielhaft in Abbildung 5.21 darge-
stellt. Zu beachten ist, dass es sich bei dem gewählten Test-
verfahren nicht um einen Kapazitätstest gemäß dem Effizi-
enzleiten handelt.
Ladung der Speichersysteme
Für die Ladung der Speichersysteme wird auf die hauseigene
PV-Anlage zurückgegriffen. Um eine sichere Vollladung zu
ermöglichen müssen für einen Kapazitätstest geeignete Wet-
terbedingungen vorliegen. Bietet das Speichersystem die
Möglichkeit einer manuellen Vollladung, wird alternativ von
dieser Möglichkeit Gebrauch gemacht. Das Speichersystem
wird im Rahmen der Kapazitätstests dann als vollständig ge-
laden angesehen, wenn das System zum einen die Ladung
trotz weiterhin vorhandenem PV-Überschuss selbständig be-
endet und zum anderen einen Ladezustand von 100 % laut
Display bzw. Webportal ausweist. Eine Ruhephase nach der
Ladung ist aus organisatorischen Gründen nicht vorgesehen.
Zum einen soll die Nichtverfügbarkeit des Speichers für den
Betreiber minimal gehalten werden, zum anderen muss bei
einem der getesteten Speichermodelle ein nahtloser Über-
gang von Ladung zu Entladung erfolgen, da das System
sonst in einen Schlafmodus geht, bis es durch erneute PV-
Erzeugung geweckt wird.
Entladung der Speichersysteme
Im Sinne eines möglichst reproduzierbaren Tests muss die
Entladeleistung bei allen Tests stets möglichst konstant sein.
Da die Speichersysteme netzgekoppelt arbeiten, ist jedoch
auch während der Tests stets der aktuelle Hausverbrauch als
überlagerndes Element vorhanden. Als einzige in allen Fällen
reproduzierbare Entladeleistung stand daher nur die maxi-
male Entladeleistung des Speichersystems zur Verfügung.
Zu diesem Zweck wird im Haushalt eine Last angelegt (bspw.
Ladung eines Elektroautos), die die Entladeleistung des Spei-
chersystems dauerhaft übersteigt. Die Last wird so lange an-
gelegt, bis das System die Entladung selbständig beendet
und das Display bzw. Webportal einen Ladezustand von 0 %
anzeigt.
5 Das Intensiv-Monitoring
5.6 Alterung von Heimspeichern
Das Intensiv-Monitoring 99
Abbildung 5.20: Schematische Darstellung der im Feld durchgeführten Kapazitätstests.
Abbildung 5.21: Verlauf eines Kapazitätstests mit Ladung und vollständiger Entladung.
Entladung mit
maximaler Leistung 𝑃
Abgeschaltete
PV-Anlage
SoC
= 1
00
%
„Normale“ Hauslast
(Spül- und Waschmaschine,
Kühlschrank, TV, etc.)
Zusätzliche Lasten
(Elektroauto, Heizlüfter, etc.)
Differenzleistung
zur Deckung aller
Lasten wird aus dem Netz
bezogen
Summe aller Lasten ist
größer als 𝑃
5 Das Intensiv-Monitoring
5.6 Alterung von Heimspeichern
100 Das Intensiv-Monitoring
5.6.4 Auswertung der Kapazitätstests
Zeitliche Entwicklung der nutzbaren Batteriekapazität
(DC) der vermessenen Heimspeichersysteme
Abbildung 5.22 zeigt die auf der DC-Seite gemessenen nutz-
baren Batteriekapazitäten der Speichersysteme. Dabei wur-
den die Messwerte auf die in den Datenblättern angegebenen
Kapazitäten normiert.
Die Kapazitäten der meisten Speichersysteme haben sich im
Vergleich zu den Checkups im Jahr 2017 nur in geringem
Maße verändert. Teilweise wurden bei der zweiten Messung
sogar leicht höhere Werte gemessen. Dies kann auf Soft-
wareanpassungen der Heimspeicher, leicht unterschiedliche
Umgebungsbedingungen und übliche Messunsicherheiten
zurückzuführen sein. Tendenziell verzeichnen die meisten
Systeme jedoch einen leichten Kapazitätsverlust. Lediglich
ein System zeigt mit 19 Prozentpunkten einen massiven Ka-
pazitätsverlust innerhalb des betrachteten Zeitraums. Insge-
samt kann aus den Tests gefolgert werden, dass der Kapazi-
tätsverlust der meisten vermessenen Heimspeicher mit Li-
thium-Ionen-Batterien im zu erwartenden Bereich liegt. Eine
beschleunigte Alterung konnte bei diesen Systemen bisher
nicht festgestellt werden. Dennoch gibt es auch Speichersys-
teme die in beiden Testserien im Vergleich zu der Kapazitäts-
angabe laut Datenblatt bereits deutlich geminderte Kapazitä-
ten aufweisen. Zwar liegen die gemessenen Kapazitäten
auch bei diesen Speichersystemen meistens noch oberhalb
der garantierelevanten Mindestkapazität von 80 %, es ist aber
nicht auszuschließen, dass einige der vermessenen Spei-
chersysteme in absehbarer Zeit zu Garantiefällen werden
könnten. Hier sollten die jeweiligen Hersteller im Sinne ihrer
Kunden schnelle und unkomplizierte Lösungen anbieten, die
keine versteckten Kosten zu Lasten der Betreiber enthalten.
Zeitliche Entwicklung der Ausgangskapazität (AC) der
vermessenen Heimspeichersysteme
Für den Betreiber eines Heimspeichers ist neben der eher
theoretischen Größe der nutzbaren Batteriekapazität an den
Batterieklemmen vor allem die im Betrieb tatsächlich ent-
nehmbare Energiemenge auf der AC-Seite von Interesse
(Ausgangskapazität (AC)). Gegenüber der nutzbaren Batte-
riekapazität (DC) ist diese Größe um die auftretenden Um-
richterverluste reduziert (siehe auch Kapitel 5 des Jahresbe-
richts 2017 [32] und Kapitel 9 des Jahresberichts 2016 [29]).
Um einen Überblick über die Unterschiede zwischen diesen
beiden Größen zu erhalten, sind in Abbildung 5.23 die am
Speichersystemausgang (AC) gemessenen Energiemengen
dargestellt, die ebenfalls auf die im Datenblatt angegebene
Kapazität bezogen sind.
Aufgrund der Verluste der Leistungselektronik sind die ge-
messenen Ausgangskapazitäten entsprechend geringer als
die nutzbaren Batteriekapazitäten auf der DC-Seite. Das führt
dazu, dass hier mehr Systeme an der 80 % Restkapazitäts-
grenze liegen. Kunden, die ihre Energieflüsse beispielsweise
anhand eines Webportals verfolgen, könnten daher vermu-
ten, dass ihre Speichersysteme bereits Garantiefälle seien,
obwohl die relevante Kenngröße der nutzbaren Batteriekapa-
zität (DC) noch oberhalb der Kapazitätsgrenze von 80 % liegt.
Zur Vermeidung von Streit um Garantiefälle sind eine einheit-
liche Begriffsdefinition und eine Aufklärung der Kundschaft
anzustreben.
5 Das Intensiv-Monitoring
5.6 Alterung von Heimspeichern
Das Intensiv-Monitoring 101
Abbildung 5.22: Vergleich der gemessenen nutzbaren Batteriekapazitäten (DC). Normierung auf Datenblattangaben. Messung auf der DC-Seite und ohne Leistungselektronik. Sortierung nach gemessener Kapazität in der Testserie 2018.
Abbildung 5.23: Vergleich der gemessenen Ausgangskapazitäten (AC). Normierung auf Datenblattangaben.
Messung auf AC-Seite und inklusive Leistungselektronik. Sortierung nach gemessener Kapazität in der Testserie 2018.
5 Das Intensiv-Monitoring
5.6 Alterung von Heimspeichern
102 Das Intensiv-Monitoring
5.6.5 Einfluss von Alter und Zyklenzahl auf die
Batteriealterung
Die Alterung von Heimspeichern ist ein komplexer
Prozess mit zahlreichen Einflussfaktoren.
Bei Betrachtung der durchgeführten Kapazitätstests erscheint
es zunächst plausibel, eine Korrelation zwischen den gemes-
senen Kapazitätswerten und dem Alter bzw. der bisherigen
Zyklenzahl der Heimspeichersysteme zu vermuten. Diese
Vermutung soll im Folgenden geprüft werden. Einerseits sind
über das Basis-Monitoring die Installationszeitpunkte der ver-
messenen Speichersysteme bekannt. Darüber hinaus liefert
das Intensiv-Monitoring genaue Aussagen darüber, wie die
Speichersysteme über den Messzeitraum hinweg belastet
wurden.
Um den Einfluss des Parameters „Installationszeitpunkt“ auf
die Alterung der Batterien zu analysieren sind in Abbildung
5.24 die Speichersysteme nach diesem Parameter abstei-
gend sortiert, dargestellt. Es lässt sich kein eindeutiger Zu-
sammenhang aus dieser Grafik ableiten. Das älteste System
(links außen) wurde 2013, das neueste System 2016 (rechts
außen) installiert und in Betrieb genommen. Es zeigt sich,
dass einige Systeme auch trotz höherem Alter noch sehr gute
Kapazitätswerte in beiden Testreihen erreichen. Andere Spei-
cher weisen dagegen bereits nach vergleichsweise kurzen
Betriebsdauern deutliche Abweichungen von der angegebe-
nen nutzbaren Batteriekapazität auf. Ein wesentlicher Ein-
fluss des Installationszeitpunkts kann somit nicht als die allei-
nige Ursache für verminderte Kapazitäten herangezogen
werden.
Auch eine Sortierung der Systeme nach Belastung der Batte-
rien in Form von äquivalenten Vollzyklen zeigt keine klare
Korrelation zu den gemessenen Kapazitätswerten (siehe Ab-
bildung 5.25). Das Speichersystem mit den meisten Zyklen
weist immer noch eine normierte Restkapazität von knapp
über 100 % auf, wohingegen das System mit den zweitwe-
nigsten Zyklen (System 15 in Abbildung 5.25) bereits unter-
halb der 80 % Restkapazitätsgrenze ist. Daher kann auch die-
ser Parameter nicht alleine für die Alterung der Batterien ver-
antwortlich gemacht werden.
Die Auswertungen der Kapazitätstests verdeutlichen, dass
die Alterung von Batteriespeichern ein hochkomplexes
Thema mit zahlreichen Einflussfaktoren ist. Neben Betriebs-
dauer und Zyklenzahlen haben unter anderem Zellchemie,
Systemdesign und Betriebsstrategie einen erheblichen Ein-
fluss auf die Entwicklung der für den Betreiber nutzbaren
Speicherkapazitäten. Um Aussagen über die langfristige
Qualität von Heimspeichern treffen zu können, müssen indi-
viduelle Betrachtungen der Batteriemodule, des Batteriema-
nagements und des Energiemanagements getroffen werden.
Der Anstieg von rund 5 Prozentpunkten bei System 13 in Ab-
bildung 5.24 ist beispielsweise mit hoher Wahrscheinlichkeit
auf ein Softwareupdate des Herstellers zurückzuführen, in-
nerhalb dessen das Batteriemanagementsystem neu kalib-
riert und dem Kunden anschließend mehr Kapazität zur Ver-
fügung gestellt wurde. Dieser Effekt überwog die während der
gleichen Zeit vorangegangene Alterung der Batteriezellen.
Auch die Einhaltung von erforderlichen Wartungsarbeiten bei
Blei-Säure-Batterien kann einen erheblichen Einfluss auf de-
ren Kapazität haben. Im Falle von ausbleibender Wartung
können mitunter in kurzer Zeit deutliche Kapazitätsrückgänge
oder sogar Totalausfälle auftreten.
5 Das Intensiv-Monitoring
5.6 Alterung von Heimspeichern
Das Intensiv-Monitoring 103
Abbildung 5.24: Vergleich der gemessenen nutzbaren Batteriekapazitäten (DC). Gezeigt sind die gemessenen Kapazitäten auf der DC-Seite und ohne Leistungselektronik. Die Sortierung erfolgt nach Systemalter bezogen auf die Installation.
Abbildung 5.25: Vergleich der gemessenen nutzbaren Batteriekapazitäten (DC). Gezeigt sind die gemessenen Kapazitäten auf der DC-Seite und ohne Leistungselektronik. Die Sortierung erfolgt nach durchfahrenen Zyklen.
Systemalter
Zyklenalter
5 Das Intensiv-Monitoring
5.6 Alterung von Heimspeichern
104 Das Intensiv-Monitoring
5.6.6 Analyse der Kapazitäten aus dem
Alltagsbetrieb der Speichersysteme
Die Betriebsdaten von Heimspeichern erlauben eine
gute Abschätzung der nutzbaren Batteriekapazitäten.
Die Kapazitätsvermessung von Heimspeichern im Feld ist ein
zeit- und ressourcenintensiver Prozess. Neben terminlichen
Absprachen mit den jeweiligen Speicherbetreibern müssen
umfangreiche Test- und Messhardware bereitgestellt werden
(siehe Kapitel 5.6.3). Zur effizienten Überprüfung von mögli-
chen Garantie- oder Gewährleistungsansprüchen ist dieses
Verfahren somit kaum geeignet.
Um diese Problematik zu überwinden und eine schnelle und
transparente Überprüfung der Restkapazität von Heimspei-
chern zu ermöglichen, wurde auf Basis der Daten des Inten-
siv-Monitorings eine KI-gestützte Methode entwickelt, die an-
hand der geloggten Daten der Speichersysteme virtuelle Ka-
pazitätstests durchführt. Dabei werden Teil- und Vollzyklen
unterschiedlicher Leistungen automatisch identifiziert und an-
hand eines machine learning Algorithmus bewertet. So kann
die nutzbare Batteriekapazität eines Heimspeichers ohne die
hohen Aufwände eines tatsächlichen Kapazitätstests ermittelt
werden. In Abbildung 5.26 sind die Ergebnisse der entwickel-
ten Methodik für eines der im Intensiv-Monitoring untersuch-
ten Systeme dargestellt. Zusätzlich sind die beiden vor Ort
durchgeführten Kapazitätstests aus Kapitel 5.6.3 dargestellt.
Es zeigt sich, dass die anhand der virtuellen Methodik ermit-
telten nutzbaren Batteriekapazitäten sehr gut mit den im Feld
durchgeführten Kapazitätstests übereinstimmen.
Die am ISEA entwickelte Methodik kann dabei helfen, Kon-
flikte zwischen Speicherherstellern und Endkunden bezüglich
möglicher Garantieforderungen schnell und wissenschaftlich
fundiert zu lösen. Hierzu sind lediglich die ohnehin von den
Speichersystemen geloggten Messdaten erforderlich. Die un-
abhängige Überprüfung kann in Zukunft dazu beitragen, kost-
spielige Rechtsstreite zu vermeiden.
Abbildung 5.26: Algorithmische Bestimmung der nutzbaren Batteriekapazität (DC) aus den Betriebsdaten des Intensiv-Monitorings für ein exemplarisches Speichersystem.
5 Das Intensiv-Monitoring
5.7 Übersicht der Auswertungen des Intensiv-Monitorings aus den Vorjahren
Das Intensiv-Monitoring 105
5.7 Übersicht der Auswertungen des
Intensiv-Monitorings aus den
Vorjahren
Das ISEA hat bereits in den Vorjahren umfangreiche Auswer-
tungen der hochauflösenden Vermessung von PV-Speichern
in Privathaushalten und im Labor veröffentlich, die im Folgen-
den kurz zusammengefasst werden.
5.7.1 Jahresbericht 2017
Eigenverbrauchsquoten mit und ohne Speicher im Feld
Speicher können die Eigenverbrauchsquote von Privathaus-
halten etwa verdoppeln ([32] S. 76 ff.).
Autarkiegrade mit und ohne Speicher im Feld
Speicher können den Autarkiegrad von Privathaushalten um
rund ein Drittel erhöhen ([32] S. 78 ff.).
Zyklen von Batteriespeichern im Feld
Speicher durchfahren im Jahr rund 250 äquivalente Vollzyk-
len. Je nach Monat können die Werte zwischen einigen weni-
gen und 30 Zyklen (ein Zyklus pro Tag) liegen. Wichtigste Ein-
flussgrößen sind dabei die PV-Nennleistung, die Speicherka-
pazität und die Haushaltslast ([32] S. 81 ff.).
Round-trip Wirkungsgrade im Feld
Die DC-Wirkungsgrade der untersuchten Li-Ionen- und Blei-
Säure-Batteriespeicher liegen zwischen 75 und 97 %
([32] S. 85). Dies beinhaltet noch keine Wirkungsgradverluste
der leistungselektronischen Komponenten.
Wirkungsgrade der Energiepfade im Feld
Die Wirkungsgrade der Pfade PV2AC und BAT2AC liegen bei
Nennleistung für die meisten Speichersysteme zwischen
90 und 98 Prozent. Niedrige Wirkungsgrade im Teillastbe-
reich führen jedoch insbesondere bei der Entladung der Spei-
chersysteme zu deutlich höheren Verlusten ([32], S. 88 ff.).
Belastungshäufigkeiten der Batterien im Feld
Die Ladung von Heimspeichern findet überwiegend in hohen
Leistungsbereichen statt, die Entladung bei niedrigen Leis-
tungen. Während das Ladeverhalten der Systeme recht ähn-
lich ist, hängt die Entladung stark vom individuellen Haushalt
ab. Im Extremfall können über 60 % der Energie bei Leistun-
gen unterhalb von 20 % der Nennleistung übertragen werden
([32] S. 91 ff.).
Regelstrategien der PV-Speicher im Feld
Je nach Speichersystem existiert eine Vielzahl an Regelungs-
strategien. Durch Regelträgheit und Regelungenauigkeit
kann der Nutzen des Speichersystems teilweise deutlich ge-
mindert werden ([32] S. 93 ff.).
Kein Ramping durch PV-Speicher
Durch ihre einspeisereduzierende Wirkung entlasten PV-
Speicher die Niederspannungsnetze. Befürchtungen, dass
Heimspeicher hohe Leistungsgradienten im Stromnetz verur-
sachen, können durch Messdaten widerlegt werden
([32] S. 100 ff.).
5.7.2 Jahresbericht 2016
Wirkungsgrade der PV-Speicher im Labor
Die vier im Labor vermessenen Speichersysteme zeigen auf
den Pfaden PV2AC, PV2BAT und BAT2AC teils deutlich un-
terschiedliche Wirkungsgrade. Insbesondere auf dem Pfad
BAT2AC weichen die Effizienzen der Speichersysteme um
bis zu 15 Prozentpunkte voneinander ab ([29] S. 118 ff.).
5 Das Intensiv-Monitoring
5.7 Übersicht der Auswertungen des Intensiv-Monitorings aus den Vorjahren
106 Das Intensiv-Monitoring
Round-trip Wirkungsgrade im Labor
Die DC-Wirkungsgrade der vier im Labor vermessenen Bat-
teriespeicher liegen je nach Belastungsfall zwischen
83 und 99 % ([29] S. 124 f.).
Messung der Bereitschafts-, Standby- und
Schlafverluste im Labor
Die Bereitschafts-, Standby- und Schlafverluste der Batterie-
speicher liegen je nach Verlustart zwischen <10 und 50 W
([29] S 125 ff.).
Messung der Regelgüte im Labor
Neben dynamischen Regelungenauigkeiten weichen die
Speichersysteme auch im eingeschwungen Zustand teilweise
von der idealen Regelung ab. Dabei zeigt ein System größere
Abweichungen von bis zu 200 W ([29] S 127 ff.).
Messung der Regelgeschwindigkeit im Labor
Die Speichersysteme unterscheiden sich im Hinblick auf ihre
Regeldynamik deutlich. Labormessungen zeigen Totzeiten
von 1 bis 13 s und Ausregeldauern von 1 bis 50 s.
([29] S 130 ff.).
5.7.3 Jahresbericht 2015
Realisierung des Intensiv-Monitorings
In diesem Kapitel werden die Auswahl der vermessenen
Speichersysteme, der Aufbau des Messsystems sowie die
Dokumentation der ersten Installationen der Messsysteme im
Feld vorgestellt. Fehlerhafte Installationen der Speichersys-
teme durch Installateure, die in der Anfangszeit des Speicher-
markts teilweise noch beobachtet werden konnten, gehören
mittlerweile der Vergangenheit an ([28] S 107 ff.).
Erste Auswertungen der Feldmessungen
Erste Analysen zur Begrenzung der Einspeiseleistungen zei-
gen das Verhalten der verschiedenen Speichersysteme im
Feld. Zudem veranschaulichen Auswertungen zum Lade-
schlussverhalten und zur Batterietemperatur den Betrieb der
Speichersysteme ([28] S 114 ff.).
Bild auf S. 107 © monikawisniewska/fotolia.com
5 Das Intensiv-Monitoring
5.7 Übersicht der Auswertungen des Intensiv-Monitorings aus den Vorjahren
Das Intensiv-Monitoring 107
6 Ausblick
Ausblick 109
6 Ausblick
Weiterführung des Speichermonitorings
Im Rahmen des Forschungsvorhabens Wissenschaftliches
Mess- und Evaluierungsprogramm Solarstromspeicher 2.0
wird das ISEA auch nach Ende des KfW-Förderprogramms
Erneuerbare Energien „Speicher“ wissenschaftliche Auswer-
tungen anfertigen. Während die KfW-Förderung voraussicht-
lich Ende 2018 ausläuft, ist das Speichermonitoring bis Ende
2019 öffentlich gefördert.
Erhöhung der Speichersystemanzahl im
Intensiv-Monitoring
Um auch die aktuellen Technologieentwicklungen von Spei-
chersystemen abbilden zu können, werden am ISEA zurzeit
Labormessungen an drei neuen PV-Speichersystemen
durchgeführt. Darüber hinaus werden weitere 12 hochauflö-
sende Messgeräte an privat betriebenen PV-Speichern im
Feld installiert. Die Datenbasis des Intensiv-Monitorings wird
damit auf 32 Systeme vergrößert.
Rekonstruktion fehlender Messdaten mittels
neuronaler Netze
Derzeit werden am ISEA umfangreiche Algorithmen auf Basis
von neuronalen Netzen erarbeitet, die eine maximale Verfüg-
barkeit der hochauflösenden Messdaten des Intensiv-Monito-
rings sicherstellen sollen. Fehlende oder inkorrekte Mess-
werte werden dabei durch Methoden des maschinellen Ler-
nens automatisch erkannt und korrigiert.
Erarbeitung einer Kennzahl zur Bewertung der Gesamt-
effizienz von PV-Speichern
Die Veröffentlichung der ersten Version des Effizienzleitfa-
dens für PV-Speichersysteme war ein wichtiger Schritt zu ei-
ner verbesserten Vergleichbarkeit unterschiedlicher Spei-
chersysteme. Das ISEA wird auch weiterhin in Zusammenar-
beit mit Herstellern, Verbänden, Prüfinstituten und For-
schungseinrichtungen an der Vereinheitlichung von Verfah-
ren zur Vermessung und Bewertung von Speichersystemen
arbeiten. Insbesondere die Definition einheitlicher Kennzah-
len zur Bewertung der Gesamteffizienz stellt hierbei derzeit
noch eine Herausforderung dar. Die Kennzahlen sollen End-
kunden bei der Kaufentscheidung helfen und dienen zur Er-
höhung der Markttransparenz.
Unabhängige Evaluierung von Garantiefällen
Die KfW-Förderung von Heimspeichern hat zum Schutz der
Verbraucher und zur Sicherstellung der Nachhaltigkeit der
Technologie umfangreiche Herstellergarantien bezüglich der
verwendeten Batteriespeicher gefordert. Es kann als Erfolg
des Förderprogramms gesehen werden, dass in Deutschland
heute eine zehnjährige Zeitwertersatzgarantie auf Batterie-
speicher Marktstandard ist. Im Sinne eines transparenten und
nachhaltigen Speichermarktes müssen mögliche Garantie-
fälle jedoch auch effizient und kundenfreundlich abgewickelt
werden. Zusammen mit der Branche arbeitet das ISEA an ei-
ner schnellen und wissenschaftlich fundierten Lösung zur un-
abhängigen Bewertung der Restkapazität von PV-Speichern.
Internet
Weitere Informationen zum Themenkomplex Solarstromspei-
cher stehen auf der Website des Speichermonitorings zum
kostenlosen Download bereit:
www.speichermonitoring.de
Bild auf S. 108 © hanseat/fotolia.com
Literaturverzeichnis
110 Literaturverzeichnis
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tut für Stromrichtertechnik und Elektrische Antriebe, RWTH Aachen, 2015, online verfügbar: http://www.speichermoni-
toring.de/fileadmin/user_upload/Speichermonitoring_Jahresbericht_2015_web.pdf. Zuletzt geprüft am: 01.06.2017.
[29] K. Kairies et al., “Wissenschaftliches Mess- und Evaluierungsprogramm Solarstromspeicher: Jahresbericht 2016”, Insti-
tut für Stromrichtertechnik und Elektrische Antriebe, RWTH Aachen, 2016, online verfügbar: http://www.speichermoni-
toring.de/fileadmin/user_upload/Speichermonitoring_Jahresbericht_2016_Kairies_web.pdf. Zuletzt geprüft am:
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zienzleitfaden für PV-Speichersysteme”, 2017, online verfügbar: https://www.bves.de/wp-content/uploads/2017/04/Da-
tenblattangaben-nach-Effizienzleitfaden.pdf. Zuletzt geprüft am: 08.06.2018.
Anhang A – PV- und Speicherzubau
116 Anhang A – PV- und Speicherzubau
Anhang A – PV- und Speicherzubau
Tabelle 6.1: Zubau kleiner PV-Anlagen bis 30 kWp und Solarstromspeicher in Deutschland für das Jahr 2017.
Bundesland Zubau PV-Anlagen P <= 30 kWp
(Anzahl)
Zubau PV-Speicher
(Anzahl)
Zubau der kumulierten
Batteriekapazität
(kWh)
Verhältnis Speicher zu PV-Anlagen
(%)
Durchschnittliche nutzbare
Batteriekapazität pro Speicher
(kWh)
Baden-Württemberg 11.658 5.435 40.925 46,62 7,53
Bayern 16.045 14.239 116.478 88,75 8,18
Berlin 524 109 991 20,88 9,06
Brandenburg 2.034 524 3.733 25,78 7,12
Bremen 76 27 225 36,00 8,24
Hamburg 245 46 295 18,61 6,47
Hessen 4.518 1.651 11.884 36,53 7,20
Mecklenburg-Vorpommern 678 141 1.122 20,85 7,94
Niedersachsen 5.518 2.535 19.343 45,94 7,63
Nordrhein-Westfalen 10.157 4.459 32.329 43,90 7,25
Rheinland-Pfalz 3.656 1.231 9.048 33,67 7,35
Saarland 627 292 2.183 46,54 7,48
Sachsen 2.087 96 637 4,59 6,65
Sachsen-Anhalt 1.410 233 1.614 16,49 6,94
Schleswig-Holstein 1.561 520 3.852 33,30 7,41
Thüringen 1.569 169 1.282 10,75 7,60
Aggregierte Auswertung Summe:
62.363
Summe:
31.707
Summe:
245.943
Durchschnitt:
50,84
Durchschnitt:
7,76
Anhang B – Marktanteile
Anhang B – Marktanteile 117
Anhang B – Marktanteile
In Ergänzung zu Kapitel 3.5.1 sind in Tabelle 6.2 die zwanzig
Hersteller mit den meisten Solarstromspeichern innerhalb der
KfW-Förderung aufgelistet. Da sich die dargestellten Daten
ausschließlich auf KfW-geförderte Speichersysteme bezie-
hen, kann es dabei zu systematischen Abweichungen vom
Gesamtmarkt kommen:
Hersteller, deren Speicher nicht KfW-förderfähig, sind tau-
chen nicht in der Liste auf
Der Anteil der KfW-geförderten Speicher ist grundsätzlich
für jeden Hersteller unterschiedlich: Hersteller mit einem
höheren Anteil KfW-geförderter Speichersysteme werden
dabei in tendenziell überbewertet, Hersteller mit einem
niedrigeren Anteil KfW-geförderter Speicher werden ten-
denziell unterbewertet.
Darüber hinaus sind alle bereits in Kapitel 3.5.1 aufgelisteten
Randbedingungen zu beachten. Speichersysteme, die auch
nach manueller Sichtung der eingetragenen Datensätze kei-
nem Hersteller zugeordnet werden konnten (20 Einträge) ge-
hen dabei nicht in die Grundgesamtheit ein, die zur Ermittlung
des Marktanteils verwendet wird.
Tabelle 6.2: Marktanteile nach KfW-Förderung in 2017.
Rang Hersteller Systeme Anteil in %
1 Sonnen 779 19,33
2 E3/DC 727 18,04
3 LG 551 13,67
4 DEV 453 11,24
5 SMA 250 6,20
6 Solarwatt 200 4,96
7 Tesla 198 4,91
8 Fronius 155 3,85
9 VARTA 129 3,20
10 Daimler 97 2,41
11 Caterva 53 1,31
12 Kostal 49 1,22
13 SolarEdge 39 0,97
14 BYD 35 0,87
15 IBC 35 0,87
16 Alpha ESS 27 0,67
17 Solarworld 27 0,67
18 Solax 27 0,67
19 Fenecon 26 0,65
20 ads-tec 20 0,50
- Sonstige 154 3,82
Anhang C – Steuern und Umlagen
118 Anhang C – Steuern und Umlagen
Anhang C – Steuern und Umlagen
In diesem Anhang befinden sich die Flussdiagramme zu Ka-
pitel 4.
Abbildung 6.1 veranschaulicht die beiden Besteuerungsarten
der Kleinunternehmerregelung und der Regelbesteuerung.
Während bei der Kleinunternehmerregelung Umsatzsteuer
auf den Kaufpreis einer PV-Anlage oder eines Speichers an-
fallen, wird die Umsatzsteuer bei der Regelbesteuerung auf
die Einspeisung und auf den Eigeneverbrauch gezahlt.
Abbildung 6.2 fasst die Methodik zur Berechnung der Steuern
und Umlagen zusammen. Als Input dienen die aufbereiteten
Daten des Basis- und Standard-Monitorings. Nach Berech-
nung der nicht eingespeisten Energie und der nicht bezoge-
nen Energie, können die Effekte auf Steuern und Umlagen
quantifiziert werden.
Abbildung 6.1: Flussdiagramm zu den Besteuerungsarten von PV-Anlagen und Solarstromspeichern.
PV-Anlageninstallation
Entscheidung (5 Jahre daran gebunden)
Voraussetzung: Umsätze im
Gründungsjahr <17.500€ und im
Folgejahr <50.000€
Kleinunternehmer-regelung Regelbesteuerung
Vorsteuerabzug für den Kauf der PV-
Anlage nicht möglich
Speicherinstallation
Vorsteuerabzug für den Kauf der PV-Anlage möglich
MwSt wird vom Finanzamt nicht erstattet. Dafür müssen keine Steuern auf
Umsätze gezahlt werden.
Steuern auf Umsätze wie
folgt:
Umsatzsteuer auf
Eigenverbrauch
Umsatzsteuer auf
Einspeisung
PV-Anlagen > 10kWp: - 2014 & 2015: 30 % - 2016: 35 %- 2017: 40 % der EEG-Umlage auf Eigenverbrauch
nachträglich
gleichzeitig
Vorsteuerabzug möglich, wenn >10%
des von der PV-Anlage erzeugten Stroms ins Netz eingespeist wird
Vorsteuerabzug für den Kauf des
Speichers nicht möglich
Vorsteuerabzug nur möglich, wenn >10%
des gespeicherten Stroms ins Netz eingespeist wird
Eigenverbrauch wird erhöht
Nettostrompreis (EVU) *
Eigenverbrauch*19%
Einspeisevergütung* Eingespeister
Strom*19%
Anhang C – Steuern und Umlagen
Anhang C – Steuern und Umlagen 119
Abbildung 6.2: Flussdiagramm der Methodik zur Berechnung der Steuern und Umlagen.
Marktdaten aus Basis
Monitoring
Daten aus Standard
Monitoring
Berechnungen von durchschnittlichen
Werten und Kenngrößen für ganz
Deutschland
Stromverbrauch/ Monat
PV-Nennleistung
PV-Erzeugung/
Monat
Netzeinspeisung/ Monat
Eigenverbrauchsquote
Netzbezug/ Monat
Autarkiegrad
Vermiedene Menge eingespeisten PV-
Stroms (A)
Vermiedene Menge an Strombezug (B)
Monetäre Werte
Entgangene EEG-Umlage
Nicht gezahlte EEG-Vergütung
Entgangene Netzentgelte
Eingenommene EEG-Umlage
Entgangene Konzessionsabgabe
Entgangene sonstige Umlagen
Entgangene Steuern
Speicher-kapazität
MwSt (PV-Anlage)
MwSt (Speicher)
Umsatzsteuer (Eigenverbrauch)
MwSt (Speicher nachträglich)
Umsatzsteuer (Einspeisung)
Legende
Daten und Werte
Systembezogene Zwischenwerte
Betriebsbezogene Zwischenwerte
Entgangene und eingenommene Abgaben,
Umlagen und Steuern
Eingenommene Steuern bei Kleinunternehmerregelung
Eingenommene Steuern bei Regelbesteuerung
Anhang D – PV-Speicher des Intensiv-Monitorings
120 Anhang D – PV-Speicher des Intensiv-Monitorings
Anhang D – PV-Speicher des Intensiv-
Monitorings
Tabelle 6.3 fasst die technischen Daten der 20 im Intensiv-
Monitoring vermessenen PV-Speicher zusammen.
Die Speichersysteme wurden zwischen 2013 und 2016 instal-
liert. Je nach Produkttyp handelt es sich um Lithium-Ionen-
oder Blei-Säure-Speichersysteme.
Tabelle 6.3: Technische Eigenschaften der vermessenen Solarstromspeicher (Stromverbräuche aus 2017).
PV in kWp Stromverbrauch in kWh
Speichertyp Topologie Nutzbare Kapazität in kWh
Pbatt,max in kW
6,50 6.614 Senec Home G2+ AC 8,0 2,5
9,90 5.283 E3DC S10E12 DC 9,2 3,0
7,80 6.054 E3DC S10E12 DC 9,2 3,0
9,56 9.361 Senec Home G2 AC 8,0 2,8
6,24 6.082 SMA Sunnyboy 5000SE DC 2,0 2,0
9,94 8.804 Sonnenbatterie eco 9.0 AC 7,0 3,0
9,94 9.312 Sonnenbatterie eco 8.0 AC 8,0 3,3
10,0 7.299 Sonnenbatterie eco 13.5 AC 10,5 3,5
9,80 6.763 E3DC S10E8 DC 9,2 3,0
9,80 3.365 Senec Home G2+ AC 8,0 2,5
5,25 2.542 SMA Sunnyboy 5000SE DC 2,0 2,0
6,24 5.019 E3DC S10 Mini DC 4,6 1,5
4,51 5.913 SMA Sunnyboy 3600SE DC 2,0 2,0
3,71 1.955 SMA Sunnyboy 3600SE DC 2,0 2,0
8,86 7.699 Sonnenbatterie eco 8.0 AC 8,0 3,3
7,84 11.695 Sonnenbatterie eco 9.0 AC 7,0 3,0
5,2 5.332 Sonnenbatterie eco v8.2 AC 6,0 3,3
4,68 3.865 SMA Sunnyboy 3600SE DC 2,0 2,0
3,45 3.532 SMA Sunnyboy 3600SE DC 2,0 2,0
6,84 12.654 E3DC S10E12 DC 9,2 3,0