Berechnung der Speicherkosten und Darstellung der...

Kurzexpertise

WWiirrttsscchhaaffttlliicchhkkeeiitt BBaatttteerriieessppeeiicchheerr

Berechnung der Speicherkosten und Darstellung

der Wirtschaftlichkeit ausgewählter Batterie-

Speichersysteme

Geschäftsführung Sitz und Gerichtsstand Handelsregister Werner Bohnenschäfer-Bleidiesel Leipzig Amtsgericht Leipzig HRB 23778

Auftraggeber Redpoint Solar GmbH

Auf dem Sattel 6

49757 Werlte

Auftragnehmer Leipziger Institut für Energie GmbH

Lessingstraße 2

04109 Leipzig

www.ie-leipzig.com

Ansprechpartner Christian Lorenz

Telefon 03 41 / 22 47 62 - 18

E-Mail [email protected]

Gerd Schröder

Telefon 03 41 / 22 47 62 - 20

E-Mail [email protected]

Datum 29. Januar 2014

Inhaltsverzeichnis

Wirtschaftlichkeit Batteriespeicher I

INHALTSVERZEICHNIS

1 HINTERGRUND UND ZWECK ................................................................................. 1

2 METHODISCHE GRUNDLAGEN ............................................................................. 2

2.1 Kapitalgebundene Kosten ............................................................................... 3

2.2 Verbrauchsgebundene Kosten ....................................................................... 4

2.3 Betriebsgebundene Kosten ............................................................................ 4

2.4 Einnahmen ...................................................................................................... 5

2.5 Sonstige Kosten .............................................................................................. 5

2.6 Annuität der Jahresgesamtzahlungen ............................................................ 6

3 SPEICHERKOSTEN VON BATTERIESPEICHERN ................................................ 7

3.1 Modell zur Ermittlung der Speicherkosten ...................................................... 7

3.2 Eingangsgrößen für das Speicherkostenmodell ............................................. 9

3.2.1 Technische Bezugsgrößen ................................................................ 9

3.2.2 Ökonomische Bezugsgrößen ........................................................... 11

3.2.3 Betriebsweise ................................................................................... 12

3.3 Speicherkosten bei Fremd- und Eigenfinanzierung ...................................... 14

3.4 Förderung ..................................................................................................... 16

3.4.1 Förderung von Komplettsystemen ................................................... 17

3.4.2 Förderung von Nachrüstsystemen ................................................... 17

3.4.3 Technische Anforderungen .............................................................. 17

3.5 Speicherkosten bei Förderung ...................................................................... 18

3.6 Zusammenfassung ....................................................................................... 19

4 WIRTSCHAFTLICHKEITSBETRACHTUNG VON PHOTOVOLTAIK-SPEICHERSYSTEMEN .......................................................................................... 20

4.1 Nutzen von PV-Speichersystemen aus Sicht des Anwenders ..................... 20

4.2 Dimensionierung von PV-Speichersystemen ............................................... 20

4.3 Modell zur Bewertung der Wirtschaftlichkeit ................................................. 23

4.4 Annahmen zur Wirtschaftlichkeitsbetrachtung ............................................. 24

4.4.1 Modellhaushalt ................................................................................. 24

4.4.2 Standort ............................................................................................ 25

4.4.3 Last- und Leistungsgänge ................................................................ 26

4.4.4 Strombezugskosten ......................................................................... 27

4.4.5 Vergütung ......................................................................................... 27

4.4.6 Finanzwirtschaftliche Annahmen ..................................................... 28

4.5 Ergebnisse der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung ............................................. 28

4.5.1 Wirtschaftlichkeit bei Eigenfinanzierung .......................................... 28

4.5.2 Wirtschaftlichkeit bei Förderung ....................................................... 31

5 FAZIT ...................................................................................................................... 35

ANHANG ........................................................................................................................... 36

LITERATURVERZEICHNIS .............................................................................................. 46

ABBILDUNGSVERZEICHNIS ........................................................................................... 48

TABELLENVERZEICHNIS ................................................................................................ 49

Hintergrund und Zweck

Wirtschaftlichkeit Batteriespeicher 1

1 HINTERGRUND UND ZWECK

Die Redpoint Solar GmbH erteilte der Leipziger Institut für Energie GmbH (IE Leipzig)

den Auftrag sowohl die Speicherkosten ausgewählter Batteriespeicher zu ermitteln als

auch deren Wirtschaftlichkeit in Kombination mit PV-Anlagen zu bewerten.

Mit der Berechnung der Speicherkosten soll die Vergleichbarkeit der unterschiedlichen

Batteriesysteme ermöglicht werden. Eine solche Vergleichbarkeit ist bei einer einfachen

Kalkulation lediglich auf Basis der anfänglichen Investitionskosten nur bedingt gegeben,

denn das günstigere Speichersystem geht z.B. häufig mit einer kürzeren Lebensdauer

einher. Aussagekräftiger sind dagegen die Kosten für die gespeicherte Kilowattstunde

Elektrizität. Diese Kenngröße setzt alle Kosten, welche durch die Investition in einen Bat-

teriespeicher anfallen, mit der praktisch speicherbaren Energiemenge in Bezug. Auf diese

Weise können auch die unterschiedlichen technischen Eigenschaften der Batteriespei-

cher berücksichtigt werden. Die Berechnung der Kosten für die gespeicherte Kilowatt-

stunde Elektrizität bildet den ersten Teil der Kurzexpertise. Dabei ist es zunächst nicht

von Bedeutung wie diese gespeicherte Kilowattstunde erzeugt wurde. Die Kosten für den

Strombezug bleiben außen vor. Im Ergebnis werden die Kosten für die gespeicherte Ki-

lowattstunde Elektrizität unter verschiedenen finanziellen Rahmenbedingungen darge-

stellt. Um die Robustheit der ermittelten spezifischen Speicherkosten abzuschätzen, wer-

den die Ergebnisse auf wesentliche Sensitivitäten hin eingehender untersucht.

Im zweiten Teil der Kurzexpertise soll die Wirtschaftlichkeit verschiedener Versorgungs-

systeme vergleichend dargestellt werden. Als Bewertungsgröße dienen die Annuitäten für

die Stromversorgung.

Die Grundlage der Speicherkostenberechnung und der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung bil-

den die Daten, welche von verschiedenen Quellen aus der Solarwirtschaft (Energiebera-

ter, Installationsbetriebe) zur Verfügung gestellt und vom IE-Leipzig verifiziert wurden. Für

die Berechnungen müssen zum Teil Annahmen und Prognosen getroffen werden, die

von der Praxis abweichen können.

Methodische Grundlagen


2 METHODISCHE GRUNDLAGEN

Das vom IE Leipzig erstellte Modell zur Berechnungen der Speicherkosten und für die

Wirtschaftlichkeitsbetrachtung orientiert sich an der Annuitätsmethode nach VDI 2067

„Wirtschaftlichkeit gebäudetechnischer Anlagen“ und VDI 6025 „Betriebswirtschaftliche

Berechnungen für Investitionsgüter und Anlagen“. Ziel der Annuitätsmethode ist es, alle

Zahlungen, die mit der Investition verbunden sind, gleichmäßig über einen Betrachtungs-

zeitraum zu verteilen. Die Annuität setzt sich aus fünf Kostengruppen zusammen, die in

Abbildung 1 veranschaulicht sind.

Abbildung 1 Kostengruppen der Annuitätsmethode nach VDI 2067 Darstellung: IE Leipzig

Für die Berechnung der Annuitäten müssen Annahmen zum Betrachtungszeitraum, dem

Kalkulationszinssatz sowie zu Preisänderungsraten getroffen werden.

Der Betrachtungszeitraum richtet sich nach dem Bauteil mit der längsten Nutzungsdauer.

Da die Batterien üblicherweise in einem Gesamtsystem mit einer PV-Anlage eingesetzt

werden und PV-Anlagen eine technische Lebensdauer von etwa 25 Jahren aufweisen,

wird für die Batterien ebenfalls ein Betrachtungszeitraum von 25 Jahren gewählt.

Des Weiteren müssen für große Betrachtungszeiträume Preisänderungen für wiederkeh-

rende Zahlungen berücksichtigt werden. Die Preisänderungsrate gibt an, um wie viel Pro-

zent die Zahlungen der Folgeperiode höher oder niedriger ausfallen als die Zahlungen in

der Periode zuvor.

Vollkosten(Annuität der

jährlichen Kosten)

Kapital-gebundene

Kosten

Verbrauchs-gebundene

Kosten

Betriebs-gebundene

Kosten

Sonstige Kosten

Einnahmen



Die Berechnung der Annuitäten erfolgt für verschiedene Kalkulationszinssätze, je nach-

dem ob es sich um eine Mischfinanzierung aus Eigen- und Fremdkapital, eine 100 %-ige

Eigenfinanzierung oder eine KfW-Kreditfinanzierung handelt.

Im Folgenden werden die Berechnungsgrundlagen für die in Abbildung 1 gezeigten Kos-

tengruppen im Detail vorgestellt.

2.1 Kapitalgebundene Kosten

Zu den kapitalgebundenen Kosten eines Batteriespeichersystems gehören Anschaf-

fungs- und Instandsetzungskosten sowie Ersatzinvestitionen für Akku und Batterie-

Wechselrichter. Hinzu kommen noch Kosten für die Installation des Systems. Die Installa-

tionskosten unterscheiden sich, je nachdem, ob es sich um eine Neuinstallation oder eine

Ersatzinvestition handelt. Planungskosten fallen für gewöhnlich bei kleineren Hausspei-

chersystemen nicht an, da zumeist nach Standards gebaut wird.

Für Anlagenbestandteile, deren Lebensdauer den Betrachtungszeitraum überschreiten,

werden die Restwerte ermittelt. Für Komponenten, die im Betrachtungszeitraum ersetzt

werden müssen, werden Ersatzbeschaffungen berücksichtigt.

Die Annuität der kapitalgebundenen Zahlungen errechnet sich nach folgender Gleichung:

INK

WNKN baAf

aRAAAAA ⋅⋅+⋅−+++= 0210,100

)....(

��,� Annuität der kapitalgebundenen Zahlungen in Euro/a

�� Investitionsbetrag in Euro

��,�,…, Barwert der ersten, zweiten, ..., n-ten Ersatzbeschaffung

� Restwert

� Annuitätsfaktor

� Faktor für die Instandsetzung in % des Investitionsbetrages im Jahr

�� Preisdynamischer Annuitätsfaktor für Instandsetzungszahlungen

Die Barwerte der Ersatzbeschaffung werden wie folgt berechnet:

)(

)(

0N

N

Tn

Tn

nq

rAA

⋅

⋅

⋅=

Der Restwert wird durch lineare Abschreibung des Investitionsbetrages bis zum Ende des

Betrachtungszeitraumes und Abzinsung auf Beginn des Betrachtungszeitraumes ermit-

telt. Übersteigt der Betrachtungszeitraum T die Nutzungsdauer TN der betrachteten Kom-

ponente, wird nicht der (Anfangs-)Investitionsbetrag linear abgeschrieben, sondern die

Ersatzinvestition.



T

N

NTn

WqT

TTnrAR N

1)1()(

0 ⋅−⋅+

⋅⋅=⋅

�� Nutzungsdauer der Anlagenkomponente in Jahren

� Betrachtungszeitraum in Jahren

� Zinsfaktor

� Preisänderungsfaktor

� Anzahl der Ersatzbeschaffungen innerhalb des Betrachtungszeitraums

Der Annuitätsfaktor ergibt sich aus folgender Gleichung:

TT

T

q

q

q

qqa

−−

−=

−

−⋅=

1

1

1

)1(

2.2 Verbrauchsgebundene Kosten

Zu den verbrauchs- bzw. bedarfsgebundenen Kosten gehören die Kosten für den bereit-

gestellten Energieträger. Hierunter fallen sowohl die Erzeugungskosten für den PV-Strom

zum Laden der Batterie als auch die Kosten für den verbleibenden Stromnetzbezug. Bei

der Berechnung der Speicherkosten spielen die Kosten für den Strombezug keine Rolle,

erst in der folgenden Wirtschaftlichkeitsbetrachtung müssen sie einkalkuliert werden.

Die Annuität der verbrauchsgebundenen Kosten ergibt sich nach folgendem Ansatz:

VVVN baAA ⋅= 1,

��,� Annuität der bedarfs-(verbrauchs-)gebundenen Zahlungen

�� bedarfs-(verbrauchs-)gebundene Zahlungen im ersten Jahr

�� preisdynamischer Annuitätsfaktor für bedarfs-(verbrauchs-)gebundene Zahlungen

2.3 Betriebsgebundene Kosten

Die betriebsgebundenen Kosten beinhalten u.a. die Kosten für Wartung und Inspektion.

Bei Blei-Säure-Batterien muss von Zeit zu Zeit destilliertes Wasser nachgefüllt werden.

Auch wird davon ausgegangen, dass Speichersysteme innerhalb des Betrachtungszeit-

raums in Abständen von einigen Jahren inspiziert werden müssen. Des Weiteren müssen

auch PV-Anlagen regelmäßig gewartet werden.



Die Annuität der betriebsgebundenen Zahlungen wird nach folgender Gleichung ermittelt:

BBBN baAA ⋅= 1,

��,� Annuität der betriebsgebundenen Zahlungen in Euro/a

�� betriebsgebundene Zahlungen im ersten Jahr

�� preisdynamischer Annuitätsfaktor für betriebsgebundene Zahlungen

2.4 Einnahmen

Zu den Einnahmen gehören EEG-Vergütungssätze infolge der PV-Stromeinspeisung. Bei

einer Nutzungsdauer des Speichersystems von mehr als 20 Jahren, müssen darüber

hinaus Erlöse außerhalb des EEG berücksichtigt werden. Im ersten Teil der Kurzexperti-

se werden die Einnahmen vernachlässigt, da nur die Speicherkosten ermittelt werden sol-

len.

Die Annuität der Einnahmen wird nach folgender Gleichung berechnet:

EEEN baAA ⋅= 1,

��,� Annuität der Einzahlungen/Einnahmen

�� Einzahlungen/Einnahmen im ersten Jahr

�� preisdynamischer Annuitätsfaktor für Einzahlungen/Einnahmen

2.5 Sonstige Kosten

Zu den sonstigen Kosten gehören u.a. Versicherungskosten. In der Kurzexpertise wird

davon ausgegangen, dass sowohl die Wohngebäudeversicherer als auch die Haftpflicht-

versicherer den Versicherungsschutz der PV-Anlage und des Batteriespeichers mit ein-

binden und keine extra Versicherungskosten anfallen.

Die Annuität der sonstigen Zahlungen ergibt sich nach folgendem Ansatz:

SSSN baAA ⋅= 1,

��,� Annuität der sonstigen Zahlungen

�� sonstige Zahlungen im ersten Jahr

�� preisdynamischer Annuitätsfaktor für sonstige Zahlungen



2.6 Annuität der Jahresgesamtzahlungen

Die Annuität der Jahresgesamtzahlungen ergibt sich aus der Differenz von Ausgaben

und Einnahmen und lässt sich nach folgender Gleichung berechnen:

)( ,,,,, SNBNVNKNENN AAAAAA +++−=

�� Annuität der Jahresgesamtzahlungen in Euro/a

��,� Annuität der Einnahmen in Euro/a

��,� Annuität der verbrauchsgebundenen Zahlungen in Euro/a


��,� Annuität der sonstigen Zahlungen in Euro/a

Speicherkosten von Batteriespeichern


3 SPEICHERKOSTEN VON BATTERIESPEICHERN

In diesem Kapitel soll die Vergleichbarkeit von Batteriesystemen über die Speicherkosten

hergestellt werden. Dazu wird zunächst ein Modell zur Ermittlung der Speicherkosten

vorgestellt. Es folgen wesentliche Eingangsgrößen für die Modellberechnung. Zum

Schluss werden die Speicherkosten ausgewählter Batteriespeichersysteme mit und ohne

Förderung ermittelt und die Ergebnisse diskutiert.

3.1 Modell zur Ermittlung der Speicherkosten

Das vom IE Leipzig erstellte Modell zur Ermittlung der Speicherkosten basiert auf der An-

nuitätsmethode, die es erlaubt sämtliche anfallende Kosten für die Investition und den

laufenden Betrieb des Speichers auf die in diesem Zeitraum ausgespeicherten Energie-

menge umzulegen. Die Kosten für den Strombezug zum Laden der Batterien bleiben da-

bei außen vor. Einen ähnlichen Ansatz für die Ermittlung von Speicherkosten wurde in

einem Artikel von [Kondziella et al. 2013] beschrieben. Das vollkostenbasierte Modell er-

möglicht die Vergleichbarkeit der Speichergestehungskosten verschiedener Batteriesys-

teme. Dabei ist das Speichersystem mit den geringsten Speicherkosten am vorteilhaftes-

ten. Die grundlegende Vorgehensweise bei der Ermittlung der Speicherkosten veran-

schaulicht Abbildung 2.

Abbildung 2 Modellansatz zur Berechnung der reinen Speicherkosten Darstellung: IE Leipzig

Bei der Berechnung der Speicherkosten werden zunächst die Kapitalkosten ermittelt, die

über den gesamten Betrachtungszeitraum des Batteriespeichers anfallen. Dazu gehören

die Anfangsinvestitionen zu Beginn der Nutzungsdauer sowie die Ersatzinvestitionen in

der Zukunft. Darüber hinaus müssen auch die Kosten für Wartung und Inspektion be-

rücksichtigt werden. Sämtliche über ein Jahr anfallende Kosten (Annuitäten) werden an-

schließend der in diesem Zeitraum ausgespeicherten Energiemenge zugerechnet.

Anfangsinvestitionen p. a. + Ersatzinvestitionen p. a. + Betriebskosten p. a.

Ausgespeicherte Energiemenge p. a.

Erstinvestitionskosten

Installationskosten Wartung u. Inspektion

Kosten einer gespeicherten Einheit Elektrizität in €/kWh

Batterie-Wechselrichter

Akku



Die Kosten einer gespeicherten Einheit Elektrizität ergeben sich aus folgender Gleichung:

output

BNKN

E

AALCOS

,, +=

�� Levelized cost of storage (Speicherkosten) in Euro/kWh

��,� Annuität der kapitalgebundenen Zahlungen in Euro/a


�� jährlich ausgespeicherte Energiemenge in kWh/a

Die ausgespeicherte Energiemenge eines Batteriespeichers ergibt sich aus dem Produkt

des durchschnittlichen Systemwirkungsgrades, der Zyklenzahl pro Jahr, der Speicherka-

pazität und der Entladetiefe

Die ausgespeicherte Energiemenge resultiert aus folgender Gleichung:

DoDCnEoutput ⋅⋅⋅=η

�� jährlich ausgespeicherte Energiemenge in kWh/a

! Systemwirkungsgrad in Prozent

� Zyklenzahl pro Jahr

� Speicherkapazität in kWh

"#" Depth of Discharge (Entladetiefe) in Prozent

Der angenommene Betrachtungszeitraum für die Batteriesysteme kann oberhalb der ei-

gentlichen technischen Lebensdauer liegen. In diesem Fall ist ein Ersatz bestimmter

Komponenten erforderlich. Im Rahmen dieser Kurzexpertise wird davon ausgegangen,

dass der Akku und der Batterie-Wechselrichter zu erneuern sind. Der Ersatzzeitpunkt des

Akkus ergibt sich aus der Zyklenlebensdauer des Speichers sowie der prognostizierten

Zyklenanzahl pro Jahr. Für die Nutzungsdauer des Batterie-Wechselrichters DC-

gekoppelter Systeme werden pauschal 10 Jahre angesetzt, bei AC-geführten Systemen

wird eine Nutzungsdauer von 18 Jahre unterstellt. Die Unterschiede lassen sich damit

begründen, dass der Batterie-Wechselrichter bei AC-gekoppelten Systemen generell

nicht immer auf hoher Last läuft, sondern nur, wenn er den Akku be- und entlädt. Der Bat-

terie-Wechselrichter DC-gekoppelter Systeme ist hingegen höheren Lasten und damit ei-

nem höheren Verschleiß ausgesetzt.

Der Ersatzzeitpunkt wird nach folgender Gleichung berechnet:

n

ZTErsatz =

��$%&�' Ersatzzeitpunkt in Jahren

( Zyklenlebensdauer

� Zyklenzahl pro Jahr



Im Ergebnis liegen sämtliche zu erwartende Kosten für die Anfangs- und Ersatzinvestition

sowie den laufenden Betriebskosten in annuitätischer Form vor, die auf die jährlich er-

zeugte bzw. ausgespeicherte Energiemenge verteilt werden.

3.2 Eingangsgrößen für das Speicherkostenmodell

Um das Leistungsvermögen und das Leistungsverhalten von Batteriespeichern beschrei-

ben und bewerten zu können, gibt es einer Reihe von technischen und ökonomischen

Bezugsgrößen, die im Folgenden erläutert werden.

3.2.1 Technische Bezugsgrößen

Nachfolgend werden wesentliche technische Parameter zur Charakterisierung eines Bat-

teriespeichers zusammengetragen.

• Batterietechnologie:

Auf dem Markt für Solarstrombatteriespeicher werden entweder Systeme auf

Blei- oder Lithium-Basis angeboten. Bei Blei-Batterien handelt es sich um eine

etablierte Technologie mit ausreichend Betriebserfahrung in stationären Anlagen.

Ein Vorteil von Blei-Batterien sind die vergleichsweise geringen Investitionskos-

ten. Als nachteilig gilt vor allem die geringe Energiedichte. Bei der Aufstellung in

Wohnhäusern muss für eine ausreichende Belüftung des Aufstellungsraums auf-

grund von Batterieausgasung gesorgt werden.

Lithium-Batterien zeichnen sich gegenüber Blei-Batterien durch höhere Wir-

kungsgrade und Energiedichte aus. Des Weiteren wird ihnen eine höhere Le-

bensdauer und Zyklenzahl nachgesagt, wobei in der Praxis die lange Lebens-

dauer noch nicht bewiesen werden konnte. Auch ist im Allgemeinen der War-

tungsaufwand bei Lithium-Technologien geringer. Als Nachteil sind u.a. die ho-

hen Anschaffungskosten zu nennen [Sauer 2013].

• Nominelle Speicherkapazität / Nennkapazität:

Die nominelle Speicherkapazität bzw. Nennkapazität ist ein Maß für die Größe

des Batteriespeichers. Sie ist eine technische Angabe und wird vom Hersteller in

Kilowattstunden angegeben.

• Entladetiefe (DoD):

Die Entladetiefe (DOD für depth of discharge) bezeichnet die Menge an ausge-

speicherter Energie im Vergleich zur nominellen Speicherkapazität. Um Schäden

zu vermeiden und die Lebensdauer der Batterien nicht unnötig zu verkürzen, wird

die nominelle Speicherkapazität durch die vorgesehene Entladetiefe begrenzt.

Die Entladetiefe variiert je nach Produkt.

• Nutzbare Speicherkapazität:

Die tatsächlich nutzbare Speicherkapazität ergibt sich aus dem Produkt der no-

minellen Speicherkapazität und der Entladetiefe. Die Maßeinheit der nutzbaren

Speicherkapazität ist Kilowattstunde.



• Vollzyklus:

Vollzyklus bedeutet, dass die Batterie einmal bis zur Entladetiefe entladen und

anschließend vollständig wieder aufgeladen wird.

• Zyklenlebensdauer:

Als Zyklenlebensdauer wird die Anzahl der Vollzyklen bezeichnet, für die ein Bat-

teriespeicher ausgelegt ist. Die Zyklenlebensdauer variiert je nach Batterietech-

nologie und Entladetiefe. Bei Erreichen der Zyklenlebensdauer weist der Batte-

riespeicher zumeist noch 80 % seiner Nennkapazität auf.

• Kalendarische Lebensdauer:

Die kalendarische Lebensdauer gibt die Lebenszeit eines ungenutzten Batterie-

speichers an. Nach Ablauf der kalendarischen Lebensdauer besitzt die Batterie

noch 80 % ihrer ursprünglichen Nennkapazität.

• Lade- und Entladeleistung:

Die Ladeleistung einer Batterie beschreibt, wie schnell die Batterie aufgeladen

werden kann, sofern die angeschlossene PV-Anlage groß genug und die Son-

neneinstrahlung entsprechend hoch ist. Die Entladeleistung zeigt, welche Strom-

spitzen abgedeckt werden können. Je höher die Lade- und Entladeleistung eines

Batteriespeichers, desto flexibler kann das System auf Wetter- und Verbrauchs-

schwankungen reagieren. Eine höhere Lade- und Entladeleistung wirkt sich posi-

tiv auf den Autarkiegrad aus, da der Strom schneller gespeichert werden kann

und somit auch schneller wieder zur Verfügung steht. Die Lade- und Entladeleis-

tung wird in Kilowatt angegeben.

• Systemwirkungsgrad:

Der Systemwirkungsgrad beschreibt das Verhältnis der abgegebenen zur zuge-

führten Energie. Je höher der Wirkungsgrad eines Systems, desto geringer sind

die Verluste. Der Systemwirkungsgrad umfasst sowohl den Wirkungsgrad der

Batterie selbst als auch die Wirkungsgrade des Ladereglers und des Wechsel-

richters.

• AC-bzw. DC-Kopplung:

AC: Zum einen können Batteriespeichersysteme elektrisch nach dem Wechsel-

richter der PV-Anlage im Wechselstromkreis des Hauses eingebunden werden

(AC-Kopplung). Da eine Solarbatterie grundsätzlich mit Gleichstrom geladen

wird, benötigen AC-gekoppelte Systeme zum Laden der Batterie zusätzlich einen

Konverter. Durch den zusätzlichen Batteriewechselrichter und Laderegler läuft

die Batterie unabhängig von der PV-Anlage. Zum Entladen wird der Batterie-

gleichstrom anschließend wieder in hauskonformen Wechselstrom umgewandelt.

DC: Zum anderen können Batteriespeicher elektrisch vor dem Solarwechselrich-

ter im Gleichstrom-Zwischenkreis (DC-Kopplung) eingebunden werden. Ein zu-

sätzlicher PV-Wechselrichter wird nicht benötigt. Allerdings kann bei einer nach-

träglichen Installation ein Austausch des Wechselrichters der PV-Anlage erfor-

derlich sein, was bei AC-gekoppelten Systemen entfällt und die Nachrüstung mit

einem Batteriespeicher flexibler gestaltet. Abbildung 3 zeigt eine Prinzip-

darstellung eines DC- und AC-gekoppelten Speichersystems [Solarpraxis 2013].



Abbildung 3 Prinzipdarstellung AC- und DC-gekoppeltes Speichersystem Quelle: [Solarpraxis 2013], Anpassung IE-Leipzig

Mit Hilfe dieser aufgeführten technischen Daten lässt sich das Leistungsvermögen eines

Batteriespeichers beschreiben.

Die technischen Angaben der in der Kurzexpertise betrachteten Batteriespeicher sind in

Tabelle 1 (siehe Seite 13) dargestellt.

3.2.2 Ökonomische Bezugsgrößen

Zur Ermittlung der Speicherkosten bedarf es neben den technischen Bezugsgrößen auch

Angaben zu den Kosten. Dazu gehören insbesondere

• die Investitionskosten für Speichereinheit, Leistungselektronik und Anlagenperi-

pherie,

• die künftigen Ersatzkosten für den Akku und Batterie-Wechselrichter nach Errei-

chen der technischen Nutzungsdauer,

• die jährlichen Betriebs- und Wartungskosten.

Die ökonomischen Eingangsgrößen der in der Kurzexpertise untersuchten Speichersys-

teme wurden von diversen Marktteilnehmern zur Verfügung gestellt und durch das IE-

Leipzig verifiziert. Sie sind in Tabelle 1 (siehe Seite 13) zusammengefasst.

Die zum Teil erheblichen Preisdifferenzen können durch unterschiedliche Batterietechno-

logien, deren Qualität und Nutzungsparameter erklärt werden. Zudem können sich die

hier betrachteten Systeme hinsichtlich Lieferumfang und Dimensionierung der Kompo-

nenten stark unterscheiden.

AC-gekoppeltes PV-Batteriesystem DC-gekoppeltes PV-Batteriesystem



3.2.3 Betriebsweise

Die Modellbeschreibung zur Ermittlung der Speicherkosten in Abschnitt 3.1 zeigt, dass

neben der Erfassung der annuitätischen Kosten für anfängliche Investitionen vor allem

die ausgespeicherte Energiemenge des Batteriespeichers die Höhe der spezifischen

Speicherkosten bestimmt. Somit gewinnt die festgelegte Betriebsweise des Speichers

maßgeblich an Bedeutung.

Wie aus Tabelle 1 hervorgeht, wird bei allen Speichersystemen von einer vollständigen

Be- und Entladung pro Tag ausgegangen. Des Weiteren wird angenommen, dass täglich

nur 1 Vollzyklus stattfindet. Wie aus einem Artikel der Zeitschrift Photon hervorgeht,

durchlaufen Solarakkus in der Regel zwischen 200 und 250 Vollzyklen pro Jahr [Krause

2012]. In der Kurzexpertise werden die Speicherkosten für 200 bis 300 Zyklen pro Jahr

angegeben.



Tabelle 1 Verwendete Eingangsparameter für die Ermittlung der Speicherkosten und Wirtschaftlichkeitsbetrachtung Quelle: [Junkes 2013], [Simmet 2013], [Wetzel 2013], [Elsen 2014], [Dillinger 2013], eigene Annahmen, Zusammenstellung: IE-Leipzig

Anbieter Nedap Energy Systems

Deutsche Energiever-sorgung

SMA Prosol Invest E3/DC Bosch Voltwerk

Kostal Solar Electric

IBC Solar IBC Solar

Produktname PowerRouter 5.0 + Hoppecke-Akkus

SENEC.Home G2

Sunny Island 6.0 + 7.4 Hoppecke-Akkus

Sonnen-batterie Classic M

S10 VS 5 Piko BA + Hoppecke-Akkus

IBC SolStore 8.0 Pb

IBC SolStore 6.3 Li

Quelle [Junkes 2013] [Junkes 2013] [Simmet 2013] [Wetzel 2013] [Schön 2013] [Elsen 2014] [Wetzel 2013] [Dillinger 2013] [Dillinger 2013]

Technische Eingangsparameter Einheit

Technologie - Blei-Gel Blei-Flüssig Blei-GelLithium-Eisen-

phosphatLithium-Ionen Lithium-Ionen Blei-Gel Blei-Gel

Lithium-Ionen Polymer

Speicherkapazität (brutto) kWh 7,4 16,0 7,4 10,2 5,4 11,0 11,6 8,0 6,3

Speicherkapazität (netto) kWh 3,7 8,0 3,7 7,1 4,1 6,6 5,8 4,0 5,7

Entladetiefe (DoD) % 50 50 50 70 75 60 50 50 90

Zyklenlebensdauer bei DoD - 2.500 3.200 2.500 5.000 5.000 7.000 2.500 2.500 5.000

Ladezyklen pro Tag - 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Ladezyklen pro Jahr - 250 250 250 250 250 250 250 250 250

Technische Akku-Nutzungsdauer im Betrieb a 10,0 12,8 10,0 20,0 20,0 28,0 10,0 10,0 20,0

Nutzungsdauer Batterie-Wechselrichter1 a 10,0 18,0 18,0 18,0 10,0 10,0 10,0 18,0 18,0

Max. Wirkungsgrad des Gesamtsystems (Akku u. WR) % 67 86 70 85 88 85 75 70 88

Kopplung - DC AC AC AC DC DC DC AC AC

Ökonomische Eingangsparameter Einheit

Endkunden-Kaufpreis Gesamtsystem (netto) € 7.800 7.990 8.900 15.300 12.000 28.500 12.000 8.500 11.300

Kosten für Ersatz-Akku(s)2 € 3.200 999 3.900 6.000 4.000 8.000 6.900 4.500 5.210

Kosten für Ersatz-Batterie-Wechselrichter3 € 2.180 299 2.900 2.180 1.000 1.500 2.180 2.500 2.500

Kosten für Planung € 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Installationskosten Gesamtsystem (Erstinvestition)4 € 800 500 500 800 550 500 400 400 400

Installationskosten Ersatz-Akku(s) inkl. Versandkosten5 € 350 350 350 250 250 250 350 350 250

Installationskosten Ersatz-Batterie-Wechselrichter6 € 200 200 200 200 200 200 200 200 200

Wartung und Inspektion7 €/a 20 50 20 20 20 20 20 20 20

Allgemeines Einheit

Betrachtungszeitraum a 25 25 25 25 25 25 25 25 25

Angenommene PV-Leistung kWp 4,0 8,0 4,0 7,2 4,5 6,6 6,0 4,0 6,0

Geschätzter Eigenverbrauchsanteil % 57 41 57 55 55 47 49 59 49

Geschätzter Autarkiegrad % 54 75 54 74 57 71 67 55 67

1 Die Nutzungsdauer des Batterie-Wechselrichters variiert je nach Kopplung. Für DC-gekoppelte Systeme ist aufgrund der höheren Belastung des Batterie-Wechselrichters ein höherer Verschleiß zu erwarten, was die Nutzungsdauer verkürzt. 2 Der Hersteller des SENEC.HOME G2 gibt eine Preisgarantie für den Ersatz-Akku über ein vorhandenes Pfandsystem. Die Akku-Ersatz-Preise der anderen Systeme wurden teilweise geschätzt, da nicht jeder Hersteller eine konkrete Angabe zum Ersatz-Akku macht und somit ein 2 Neukauf des Akkus angesetzt wurde. 3 Der Hersteller des SENEC.HOME G2 gibt eine Preisgarantie für die spätere Wechselrichter-Reparatur. Bei den anderen Systemen wurde ein Wechselrichter-Tausch zu aktuellen Kaufpreisen unterstellt. Die Daten wurden teilweise geschätzt. 4 Geschätzte mittlere Kosten, die je nach vorliegender Situation (z.B. Kabelwege) variieren können. 5 Um eine Gesamtbetriebsdauer von mind. 25 Jahren zu erreichen, muss der Ersatz-Akku teilweise 2 Mal ausgetauscht werden. Der Akku-Tausch wird bei Lithium-Systemen als weniger aufwendig eingeschätzt, so dass die Kosten geringer ausfallen.6 Geschätzte Werte. Je nach Arbeitsweg und System sowie regionalen Preisunterschieden der Installateure können die Kosten höher oder niedriger liegen. 7 Die Wartungskosten für das SENEC.HOME G2 stellen einen einfachen Mittelwert zwischen 0 €/a und 100 €/a dar. Sie hängen davon ab, ob der Kunde oder Installateur jährlich destilliertes Wasser in die Akkus nachfüllt und die empfohlene Wartung der PV-Anlage spätestens alle 57 Jahre darin enthalten ist. Bei den anderen Systemen wird davon ausgegangen, dass es sich um geschlossene Akkus handelt, die nicht gewartet werden können. Die veranschlagten pauschalen Kosten beziehen sich primär auf die Wartung der PV-Anlage spätestens alle 5 Jahre.



3.3 Speicherkosten bei Fremd- und Eigenfinanzierung

Hierbei werden die verschiedenen Speichersysteme hinsichtlich ihrer Speicherkosten

verglichen. Abbildung 4 zeigt die Speicherkosten in Abhängigkeit von der Zyklenzahl pro

Jahr bei einem typischen Kalkulationszinsfuß von 3,5 %. Der Kalkulationszinsfuß ergibt

sich durch eine Gewichtung der Eigen- und Fremdkapitalzinsen mit ihrem Finanzierungs-

anteil.

Da es das Ziel sein soll, die kapitalgebundenen Kosten von Batteriespeichern in den

kommenden Jahren zu senken, ist es nicht sinnvoll, eine Preissteigerungsrate anzuset-

zen. Für die betriebsgebundenen Kosten (Wartung und Inspektion) wird hingegen von ei-

ner jährlichen Preissteigerung von 2 % ausgegangen.

Bei einer unterstellten geringen Auslastung von 200 Speicherzyklen pro Jahr weichen die

spezifischen Speicherkosten der Produkte am stärksten voneinander ab. Das Produkt

SENEC.Home G2 der Deutschen Energieversorgung weist mit 0,49 €/kWh die geringsten

Kosten pro gespeicherte Kilowattstunde auf. Das teuerste Produkt bei geringer Auslas-

tung ist das System PowerRouter 5.0, welches mit 1,90 €/kWh fast viermal so hohe Kos-

ten aufweist.

Mit steigender Auslastung der Batteriespeicher sinken die spezifischen Kosten. Die Kos-

tenspreizung zwischen den Produkten verringert sich. Bei einer Auslastung von 300 Zyk-

len pro Jahr weist das Produkt SENEC.Home G2 mit 0,32 €/kWh die geringsten Spei-

cherkosten auf. Die höchsten Speicherkosten verursacht das System PowerRouter 5.0

mit 1,26 €/kWh. In Abbildung 4 und Tabelle 3 (siehe Anhang) sind die Ergebnisse der

Speicherkostenermittlung zusammengefasst.



Abbildung 4 Speicherkosten in Abhängigkeit von den Speicherzyklen pro Jahr und ei-nem Kalkulationszins von 3,5 % Quelle: [Junkes 2013], [Simmet 2013], [Wetzel 2013], [Elsen 2014], [Dillinger 2013], eigene Annahmen, Berechnung und Darstellung: IE-Leipzig

Unter der Annahme einer 100 %-igen Eigenfinanzierung und einem Kalkulationszinssatz

von 1,0 % reduzieren sich die Speicherkosten aller Batteriesysteme (siehe Abbildung 5).

Bei einer geringen Auslastung von 200 Zyklen pro Jahr schwanken die Kosten der hier

betrachteten Systeme zwischen 0,39 €/kWh des SENEC.Home G2 und 1,61 €/kWh des

PowerRouter 5.0.

Mit zunehmender Auslastung der Batterien sinken die spezifischen Speicherkosten. Bei

300 Zyklen pro Jahr fallen die Kosten für die gespeicherte Kilowattstunde für das

SENEC.Home G2 mit 0,26 €/kWh am geringsten aus. Mit 1,08 €/kWh weist das Produkt

PowerRouter 5.0 weiterhin die höchsten Speicherkosten auf. In Abbildung 5 und Tabel-

le 4 (siehe Anhang) sind die Ergebnisse der Speicherkosten zusammengestellt.

0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

1,4

1,6

1,8

2,0

200 210 220 230 240 250 260 270 280 290 300

Sp

eich

erko

sten

[€/

kWh

]

Anzahl der Zyklen p. a.

PowerRouter 5.0 + Hoppecke-Akkus

Sunny Island 6.0 + Hoppecke-Akkus

VS 5

IBC SolStore 8.0 Pb

Piko BA + Hoppecke-Akkus

S10

Sonnenbatterie Classic M

IBC SolStore 6.3 Li

SENEC.Home G2



Abbildung 5 Speicherkosten in Abhängigkeit von den Speicherzyklen pro Jahr und ei-nem Kalkulationszins von 1,0 % Quelle: [Junkes 2013], [Simmet 2013], [Wetzel 2013], [Elsen 2014], [Dillinger 2013], eigene Annahmen, Berechnung und Darstellung: IE-Leipzig

Ohne Berücksichtigung von Opportunitätskosten (Eigenkapitalverzinsung ist Null) variie-

ren die Speicherkosten bei sehr optimistischen 300 Zyklen pro Jahr zwischen 0,23 €/kWh

für das Produkt SENEC.Home G2 und 1,01 €/kWh für das Produkt PowerRouter 5.0.

Damit lägen die Speicherkosten für das SENEC.Home G2 unter den heute üblichen

Strombezugskosten für private Haushalte.

Die Ursache für die hohen Speicherkosten sind neben den hohen Anfangsinvestitions-

kosten vor allem die Kosten für den Ersatz-Akku und Ersatz-Batterie-Wechselrichter. Die

Gesamtsystemkosten fallen deutlich höher aus, wenn der Akku bzw. Batterie-

Wechselrichter innerhalb des Betrachtungszeitraums von 25 Jahren mehr als einmal

ausgetauscht werden muss.

3.4 Förderung

Am 1. Mai 2013 startete das Speicherförderprogramm des Bundesumweltministeri-

ums (BMU) und der KfW Bankengruppe. Das Förderprogramm gilt für PV-Anlagen, die

über eine installierte Leistung von maximal 30 kWp verfügen. Es umfasst zinsgünstige

Darlehen mit Tilgungszuschüssen im KfW-Programm Erneuerbare Energien (Speicher),

Programmnummer 275. Die Tilgungszuschüsse gelten nur für das Speichersystem, nicht

aber für die Gesamtanschaffung. Die Höhe der Tilgungszuschüsse berechnet sich nicht

nach der Größe des Speichers, sondern nach der installierten PV-Leistung. Im Folgenden

werden die unterschiedlichen Fördermaßnahmen diskutiert.

0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

1,4

1,6

1,8

200 210 220 230 240 250 260 270 280 290 300

Sp

eich

erko

sten

[€/

kWh

]




IBC SolStore 8.0 Pb


VS 5

S10


IBC SolStore 6.3 Li

SENEC.Home G2



3.4.1 Förderung von Komplettsystemen

Bei der Ermittlung des Tilgungszuschusses für eine Neuerrichtung einer PV-Anlage mit

einem stationären Batteriespeicher werden zunächst die Gesamtnettoinvestitionskosten

des kombinierten Batteriespeicher-PV-Anlagen-Systems inklusive Installationskosten um

1.600 €/kWp installierter PV-Anlagenleistung gekürzt. Bei diesem jährlich zu aktualisie-

renden Wert handelt es sich um pauschal veranschlagte Kosten der PV-Anlage ohne Bat-

teriespeicher. Der Restbetrag wird durch die installierte Leistung der PV-Anlage dividiert.

Bis zur maximal förderfähigen Obergrenze von 2.000 €/kWp installierter PV-Leistung

werden 30 % davon bezuschusst [KfW 2013a]. Der Tilgungszuschuss beläuft sich somit

auf maximal 600 €/kWp installierter PV-Anlagenleistung.

3.4.2 Förderung von Nachrüstsystemen

PV-Anlagen, die nach dem 31.12.2012 in Betrieb genommen wurden, können mit einem

stationären Batteriespeicher nachgerüstet werden. Für die Ermittlung des Tilgungszu-

schusses für die Erweiterung bzw. Nachrüstung gilt prinzipiell das gleiche Verfahren wie

bei der Förderung von Komplettsystemen. Die Gesamtnettoinvestitionskosten für das

Batteriespeichersystem inklusive der Installationskosten werden durch die installierte

Leistung der PV-Anlage dividiert. Da eine Nachrüstung mit einem höheren technischen

Aufwand verbunden ist, werden bis zu einer maximal förderfähigen Obergrenze von

2.200 €/kWp installierte PV-Leistung 30 % davon bezuschusst. [KfW 2013a]. Der Til-

gungszuschuss beläuft sich somit auf maximal 660 €/kWp installierter PV-

Anlagenleistung.

3.4.3 Technische Anforderungen

Grundsätzlich darf die installierte Leistung der PV-Anlage, die mit einem Batteriespei-

chersystem verbunden wird, 30 kWp nicht überschreiten. Des Weiteren muss bei Inan-

spruchnahme des Speicherförderprogramms die Einspeiseleistung der PV-Anlage auf

60 % der installierten PV-Leistung reduziert werden [BMU 2013]. Mit dieser Regelung sol-

len Leistungsspitzen vermieden und damit das Stromnetz entlastet werden. Die Verpflich-

tung zur Leistungsbegrenzung besteht dauerhaft für die gesamte Lebensdauer der PV-

Anlage, mindestens aber für 20 Jahre. Damit verzichtet der Anlagenbetreiber als Gegen-

leistung zum Förderprogramm auf einen Teil seiner Einspeiseleistung. Außerdem werden

die Zuschusse nur vergeben, wenn der Wechselrichter über eine geeignete elektronische

und offen gelegte Schnittstelle zur Fernparametrierung verfügt. Damit sollen Wirk- und

Blindleistung eingestellt werden können, wenn dies aus Netzstabilisierungsgründen er-

forderlich ist. Grundsätzlich muss das Speichersystem geltenden Vorschriften entspre-

chen. Dazu gehört die fachgerechte Installation durch Fachkräfte, der sichere Betrieb

durch Einhaltung geeigneter Normen sowie eine ordnungsgemäße und sichere Inbetrieb-

nahme des Batteriespeichersystems. Die Förderrichtlinie des BMU sieht darüber hinaus

eine Zeitwertgarantie für Batteriespeicher vor. Damit soll ein Mindestmaß an Qualität ge-

währleistet werden. Der Batterieanbieter muss sieben Jahre lang unter Annahme einer

linearen Abschreibung den Ersatz des Zeitwertes garantieren [BMU 2013].



3.5 Speicherkosten bei Förderung

Für eine PV-Anlage mit einer Leistung von 5,0 kW erhält der Anlagenbetreiber unter In-

anspruchnahme des Förderprogramms von BMU und KfW einen maximalen Tilgungszu-

schuss von 3.000 Euro, wenn es sich dabei um ein neu errichtetes Komplettsystem han-

delt und 3.300 Euro, wenn der Speicher nachgerüstet wird. Nachfolgend werden die

Speicherkosten für Batteriespeicher als Nachrüstsysteme berechnet. Die Ermittlung der

Speicherkosten erfolgt unter der Annahme einer KfW-Kreditfinanzierung mit einem effek-

tiven Jahreszins von 1,36 % bei einer Laufzeit von 5 Jahren und einer Zinsbindung von

ebenfalls 5 Jahren [KfW 2013b]. Im Übrigen gelten die gleichen finanzwirtschaftlichen

Annahmen wie bei der Berechnung der Speicherkosten ohne Förderung. In Abbildung 6

und Tabelle 5 (siehe Anhang) sind die Ergebnisse der Berechnung dargestellt.

Durch den maximalen Tilgungszuschuss in Höhe von 3.300 Euro können die Speicher-

kosten deutlich gesenkt werden. Unter der Annahme einer geringen Auslastung von jähr-

lich 200 Vollzyklen variieren die Speicherkosten zwischen 0,27 €/kWh des SENEC.Home

G2 und 1,26 €/kWh des PowerRouter 5.0.

Auch bei einer höheren Auslastung von 300 Zyklen pro Jahr weist das SENEC.Home G2

mit 0,18 €/kWh die geringsten Speicherkosten auf. Am teuersten ist das Produkt Power-

Router 5.0 mit Speicherkosten in Höhe von 0,84 €/kWh.

Abbildung 6 Speicherkosten in Abhängigkeit von der Zyklenanzahl pro Jahr bei Inan-spruchnahme des KfW-Förderprogramms (275) für Nachrüstsysteme einer 5 kWp-PV-Anlage und einem maximalen Tilgungszuschuss in Höhe von 3.300 €, einem effektiven Jahreszins von 1,36 % und einer Kreditlaufzeit von 5 Jahren in €/kWh Quelle: [Junkes 2013], [Simmet 2013], [Wetzel 2013], [Elsen 2014], [Dillinger 2013], eigene Annahmen, Berechnung und Darstellung: IE-Leipzig

0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

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1,2

1,4

200 210 220 230 240 250 260 270 280 290 300

Sp

eich

erko

sten

[€/

kWh

]





IBC SolStore 8.0 Pb

VS 5

S10


IBC SolStore 6.3 Li

SENEC.Home G2



3.6 Zusammenfassung

Im ersten Teil der Kurzexpertise wurden die Speicherkosten verschiedener Batteriespei-

chersysteme für PV-Anlagen auf Basis eines Vollkostenansatzes untersucht. Dabei wur-

den unterschiedliche Finanzierungsmöglichkeiten in Betracht gezogen und die Kosten

der gespeicherten Kilowattstunde Elektrizität auch unter Inanspruchnahme des Förder-

programms des BMU und der KfW-Bankengruppe geprüft. Bei der Ermittlung der Spei-

cherkosten wurden die gesamten Aufwendungen berücksichtigt, die im Speicherbetrieb

über den gesamten Betrachtungszeitraum anfallen. Dazu gehören die Kapitalkosten für

die Anfangsinvestition sowie die Ersatzbeschaffungen in Form eines Ersatz-Akkus und

Batterie-Wechselrichters während der Nutzung. Die in der Kurzexpertise angewandte

Annuitätsmethode ermöglicht den direkten Vergleich der spezifischen Speicherkosten der

verschiedenen Produkte, was bei einer alleinigen Betrachtung der Investitionskosten

nicht möglich ist. Neben den Vollkosten sind die Speicherkosten von der Auslastung der

Speicher und von der Finanzierungsform mit dem jeweiligen Kalkulationszinssatz abhän-

gig. Je höher die Anzahl der Zyklen pro Jahr und je niedriger der Kalkulationszinssatz,

desto geringer fallen die Speicherkosten aus.

Die Untersuchung hat gezeigt, dass bei einem Kalkulationszinssatz von 3,5 % keines der

analysierten Produkte Speicherkosten unter den haushaltstypischen Strombezugskosten

aufweist. Bei einer sehr hoch angesetzten Auslastung von 300 Zyklen pro Jahr verur-

sacht das Produkt SENEC.Home G2 mit 0,32 €/kWh die geringsten Kosten pro gespei-

cherter Kilowattstunde, liegt damit aber immer noch über den durchschnittlichen Strom-

kosten für Haushalte. Mit sinkenden Kalkulationszinsen und steigender Auslastung nä-

hern sich die Speicherkosten signifikant den Strombezugskosten an. Bei einem Kalkulati-

onszinssatz von 1,0 % und einer optimistisch angenommenen Auslastung von 300 Zyklen

pro Jahr erreicht nur das Produkt SENEC.Home G2 Speicherkosten, die geringfügig un-

ter dem Niveau der derzeitigen Strombezugskosten liegen.

Werden im Rahmen des Speicherförderprogramms zinsgünstige Darlehen und Tilgungs-

zuschüsse berücksichtigt, liegen die Speicherkosten je nach Auslastung im Bereich von

0,18 €/kWh bis 1,26 €/kWh.

Die Vorteilhaftigkeit des SENEC.Home G2 gegenüber den anderen Produkten ist maß-

geblich auf die geringen Investitionskosten und die geringen Aufwendungen für den Er-

satz-Akku und Batterie-Wechselrichter zurückzuführen.

Der Berechnung der Speicherkosten liegen Annahmen insbesondere zur Nutzungsdauer

von Akku und Batterie-Wechselrichter zugrunde. Diese Annahmen können in der Realität

als nicht erfüllt angesehen werden und abweichende Ergebnisse zur Folge haben.

Darüber hinaus basiert die Ermittlung der Speicherkosten auf der Annahme eines kosten-

losen Strombezugs zum Laden der Batterien. Um die tatsächliche Wirtschaftlichkeit von

Batteriespeichern zu bewerten, müssen neben den reinen Speicherkosten auch die Kos-

ten für die Erzeugung des PV-Stroms berücksichtigt werden. Im zweiten Teil der Kurzex-

pertise wird daher die Wirtschaftlichkeit von Batteriespeichern in Kombination mit PV-

Anlagen untersucht.

Wirtschaftlichkeitsbetrachtung von Photovoltaik-Speichersystemen


4 WIRTSCHAFTLICHKEITSBETRACHTUNG VON PHOTOVOLTAIK-SPEICHERSYSTEMEN

Ziel dieses Kapitels ist es, einen Wirtschaftlichkeitsvergleich von verschiedenen PV-

Speichersystemen anzustellen. Zunächst soll der Nutzen von PV-Speichersystemen für

den Anwender dargestellt werden. Im Anschluss wird die Wichtigkeit der richtigen Dimen-

sionierung von PV-Anlage und Batteriespeicher erläutert. Darauf aufbauend sollen ein

Modell zur Bewertung der Wirtschaftlichkeit vorgestellt und Annahmen für die Wirtschaft-

lichkeitsbetrachtung aufgeführt werden. Im Ergebnis der Untersuchung werden die Annui-

täten der Stromversorgung mit verschiedenen PV-Speichersystemen ermittelt und mitein-

ander verglichen.

4.1 Nutzen von PV-Speichersystemen aus Sicht des Anwenders

Die Wirtschaftlichkeit von rein netzgekoppelten PV-Anlagen hing bisher vom absoluten

Jahresertrag der Anlage und den damit verbundenen Einnahmen durch die Einspeise-

vergütung ab. Mittlerweile liegt die Einspeisevergütung für Neuanlagen deutlich unter den

Kosten für den Strombezug aus dem Netz. In der Folge sinkt die Attraktivität der gezahl-

ten Einspeisevergütung, wohingegen der Einspareffekt durch den selbst verbrauchten

Strom zunehmend eine wichtigere Rolle spielt. Mit Hilfe eines Batteriespeichers kann PV-

Strom, der bislang überwiegend ins Netz eingespeist wurde, eingespeichert und zu einem

späteren Zeitpunkt eigenverbraucht werden. Für den Betreiber eines PV-

Speichersystems ergibt sich der finanzielle Vorteil aus der Differenz von Strombezugs-

preis und Einspeisevergütung. Das heißt, für den Betreiber einer PV-Anlage ist es günsti-

ger, den erzeugten Strom direkt selbst zu verbrauchen, anstatt ihn für eine geringe Ver-

gütung erst einzuspeisen und dann später wieder teuer aus dem Netz zu beziehen. Das

Ziel von PV-Speichersystemen muss es also sein, möglichst viel erzeugten PV-Strom

selbst zu nutzen, um dadurch höhere Eigenverbrauchsanteile zu erzielen. Durch die Er-

höhung des Eigenverbrauchs mittels Batteriespeicher werden keine realen Einkünfte rea-

lisiert sondern Strombezugskosten eingespart. Andererseits entstehen durch die Installa-

tion eines Batteriespeichers zusätzliche Kosten, die die Wirtschaftlichkeit einer solchen

Investition einschränken können.

4.2 Dimensionierung von PV-Speichersystemen

Bei der Dimensionierung von PV-Speichersystemen sind technische und ökonomische

Gesichtspunkte zu berücksichtigten. Die Abschätzung der optimalen Systemgröße ist be-

sonders für Privathaushalte komplex und sehr individuell. Sie hängt im Wesentlichen vom

jeweiligen Jahresstromverbrauch und Verbrauchsverhalten des Haushaltes sowie vom

Wunsch nach Autarkie ab. Je nach Dimensionierung der PV-Anlage und der Batterie er-

geben sich für einen gegebenen Haushaltslastgang unterschiedliche Eigenverbrauchsan-

teile und Autarkiegrade.



Abbildung 7 und Abbildung 8 zeigen für einen Modellhaushalt mit einem Jahresstromver-

brauch von 4.700 kWh den Eigenverbrauchsanteil und den Autarkiegrad für unterschied-

liche PV-Leistungen und nutzbare Batteriekapazitäten. Die Abbildungen sind das Ergeb-

nis einer Untersuchung der HTW Berlin [Weniger et al. 2012].

Aus Abbildung 7 geht hervor, dass der Eigenverbrauchsanteil umso höher ist, je kleiner

die PV-Anlage dimensioniert wird. Bei sehr kleinen PV-Leistungen übersteigt die Erzeu-

gung die Last praktisch nicht, so dass sehr hohe Eigenverbrauchsanteile von bis zu

100 % erreicht werden. Ohne Batterie kann ein durchschnittlicher Einfamilienhaushalt mit

4.700 kWh Jahresstromverbrauch und einer 5 kWp-PV-Anlage rund 30 % des erzeugten

PV-Stroms zeitgleich nutzen. Durch den Einsatz von Batterien kann der Eigenver-

brauchsanteil zusätzlich erhöht werden. Abbildung 7 zeigt, dass bei Verwendung einer

Batterie mit einer nutzbaren Kapazität von 4 kWh der Eigenverbrauchsanteil von 30 %

auf 60 % verdoppelt werden kann. Bei größeren Batteriekapazitäten steigt der Eigenver-

brauchsanteil allerdings nur noch geringfügig. Dies ist darauf zurückzuführen, dass grö-

ßere Batteriespeicher über Nacht nicht vollständig entladen werden und somit am Folge-

tag nicht die gesamte nutzbare Kapazität zur Speicherung zur Verfügung steht.

Abbildung 7 Eigenverbrauchsanteil in Abhängigkeit von der Batteriekapazität und Leis-tung der PV-Anlage für ein Einfamilienhaushalt mit einem Jahresstromver-brauch von 4.700 kWh Quelle: [Weniger et al. 2012]

Während der Eigenverbrauchsanteil mit zunehmender PV-Leistung tendenziell sinkt,

steigt der Autarkiegrad an. Eigenverbrauchsanteil und Autarkiegrad verhalten sich also

gegenläufig zueinander. Abbildung 8 zeigt, dass bei einer 5-kWp-PV-Anlage ohne Batte-

riespeicher bis etwa 30 % des erzeugten Stroms zeitgleich genutzt werden können. Bei

Einsatz einer Batterie mit einer nutzbaren Kapazität von 6 kWp kann nach [Weniger et al.

2012] ein Autarkiegrad von 60 % erreicht werden.



Bei noch größeren Batteriespeichern steigt der Autarkiegrad nur noch wenig an. Mit einer

10 kWp-PV-Anlage und einer Batterie mit 10 kWh nutzbarer Kapazität lässt sich für den

untersuchten Modellfall ein Autarkiegrad von 80 % erreichen. Ein noch höherer Autarkie-

grad ist theoretisch nur möglich, wenn die PV-Leistung und die Batteriekapazität extrem

gesteigert werden, was aber ökonomisch nicht sinnvoll ist.

Abbildung 8 Autarkiegrad in Abhängigkeit von der Batteriekapazität und Leistung der PV-Anlage für einen Einfamilienhaushalt mit einem Jahresstromverbrauch von 4.700 kWh. Quelle: [Weniger et al. 2012]

Die Untersuchungen der HTW Berlin zeigen, dass durch verschiedene Auslegungen von

PV-Anlage und Batteriespeicher unterschiedliche Eigenverbrauchsanteile und Autarkie-

grade erreicht werden können. Zum Erreichen hoher Autarkiegrade müssen PV-Leistung

und Batteriekapazität in gleichem Maße gesteigert und zusätzlich auf den Stromver-

brauch des jeweiligen Haushaltes abgestimmt werden. Der Wunsch nach vollständiger

Unabhängigkeit vom Stromnetz ist mit PV-Speichersystemen kaum realisierbar.



4.3 Modell zur Bewertung der Wirtschaftlichkeit

Zur ökonomischen Bewertung von PV-Speichersystemen dient ein vom IE Leipzig erstell-

tes Modell, welches eine Kostenbilanz über die Nutzungsdauer des PV-Speichersystems

aufstellt. Ziel des Modells ist es, die Wirtschaftlichkeit anhand der Annuitäten aufzuzei-

gen. Die Wirtschaftlichkeit ist gegeben, wenn die mit der Stromversorgung durch ein

Komplettsystem verbundenen Kosten geringer sind als die reinen Strombezugskosten.

Die Kostenbilanz berücksichtigt alle Ausgaben und Einnahmen, die mit der Stromversor-

gung in Verbindung stehen. Die Ausgabenseite besteht vor allem aus den Anfangs- und

Ersatzinvestitionen für PV-Anlage und Batteriespeicher sowie den Kosten für den laufen-

den Betrieb. Des Weiteren sind die Kosten für den verbleibenden Strombezug aus dem

Netz der Ausgabenseite zuzurechnen. Kostenmindernd wirken hingegen sich die Ein-

nahmen aus der Einspeisung des überschüssigen PV-Stroms aus. Das Modell berück-

sichtigt darüber hinaus Erlöse, die nach Ablauf des EEG-Vergütungszeitraums durch den

Verkauf des PV-Stroms auf dem freien Markt erzielt werden können. Die Ausgaben und

Einnahmen werden im Modell über den angesetzten Betrachtungszeitraum annuitätisch

verteilt. Die Investition in ein PV-Speichersystem ist wirtschaftlich sinnvoll, wenn die An-

nuität des jeweiligen PV-Speichersystems unter den Strombezugskosten privater Haus-

halte liegt. Die grundlegende Vorgehensweise bei der Betrachtung der Wirtschaftlichkeit

von PV-Speichersystemen zeigt Abbildung 9.

Abbildung 9 Modell für den Wirtschaftlichkeitsvergleich von PV-Speichersystemen Darstellung: IE Leipzig

Für die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung der PV-Speichersysteme sind die beiden Kenngrö-

ßen Eigenverbrauchsanteil und Autarkiegrad relevant:

Der Eigenverbrauchsanteil steht in Bezug zur erzeugten Strommenge der PV-Anlage

und beschreibt den Anteil der erzeugten PV-Energie, die direkt vor Ort verbraucht oder in

einer Batterie zwischengespeichert wird.

Anfangsinvestition

Ersatzinvestition

Annuitäten in €/a

EEG-Vergütung

Stromverkauf

PV-Anlage + Batteriespeicher + Strombezug – Einnahmen

Anfangsinvestition

Ersatzinvestition

BetriebskostenSonstige Kosten

Betriebskosten



Im Unterschied zum Eigenverbrauchsanteil steht der Autarkiegrad in Bezug zum Strom-

verbrauch eines Haushaltes und gibt an, welcher Anteil des Strombedarfs selbst erzeugt

und wie viel Netzstrom dadurch eingespart wurde.

4.4 Annahmen zur Wirtschaftlichkeitsbetrachtung

Bei der Betrachtung der Wirtschaftlichkeit von PV-Speichersystemen sind mehrere Rah-

menbedingungen bzw. Stellgrößen zu berücksichtigen. Diese sollen im Folgenden näher

erläutert werden.

4.4.1 Modellhaushalt

Bei der ökonomischen Bewertung der PV-Speichersysteme wird ein typischer

4-Personen-Haushalt mit einem durchschnittlichen Jahresstromverbrauch von 4.000 kWh

angenommen. Mögliche Effizienzsteigerungen bei der Anwendung von Elektrogeräten,

die einen sinkenden Strombedarf zur Folge hätten, wurden aus Gründen der Vereinheitli-

chung und Vereinfachung nicht berücksichtigt. Des Weiteren weisen die Batterien unter-

schiedliche nutzbare Kapazitäten auf, was die Vergleichbarkeit der Systeme einschränkt.

So lassen sich mit kleineren Batteriekapazitäten im Allgemeinen auch nur geringere Au-

tarkiegrade erreichen. Wie Abbildung 7 zeigt, hat eine Steigerung der PV-Leistung bei

vergleichsweise kleinen Speicherkapazitäten nur geringen Einfluss auf den Autarkiegrad.

Zwar können theoretisch auch mit kleineren Speichern und überdurchschnittlich hohen

PV-Leistungen hohe Autarkiegrade erzielt werden. Dies ist aber weder ökonomisch sinn-

voll noch bieten die Dachflächen des Einfamilienhauses genügend Platz, um eine PV-

Anlage entsprechender Größe zu installieren. Bei steigenden Strombezugskosten und

sinkender Einspeisevergütung kann aus finanzieller Sicht ein PV-Speichersystem mit ei-

nem hohen Autarkiegrad deutlich vorteilhafter sein. Allerdings steigen mit zunehmenden

Autarkiegrad die dafür notwendigen Aufwendungen. Um hohe Autarkiegrade zu erzielen,

ist es nach [Weniger et al. 2013] energetisch sinnvoll, je 1 kWp PV-Leistung eine nutzba-

re Speicherkapazität von 1 kWh zu installieren. Aus dieser Betrachtung wurden im Rah-

men der Wirtschaftlichkeitsanalyse sinnvolle PV-Leistungen für die feststehenden Spei-

cherkapazitäten abgeleitet. Die Ergebnisse sind in Tabelle 1 (siehe Seite 13) zusammen-

gefasst.



4.4.2 Standort

Eine weitere wichtige Stellgröße ist der Standort der PV-Anlage. Neben den Investitions-

und Betriebskosten ist die Wirtschaftlichkeit von PV-Anlagen vor allem von der solaren

Einstrahlung abhängig. Je höher die solare Einstrahlung am Standort ist, desto höhere

Volllaststunden kann die PV-Anlage erreichen und desto mehr Strom kann ins Netz ein-

gespeist werden. Solange die EEG-Vergütung über den Stromgestehungskosten einer

PV-Anlage liegt, ergibt sich daraus ein finanzieller Vorteil.

Die Annahmen zu den Kosten einer typischen 6,0-kWp-Dachanlage basieren auf einem

Angebot, welches durch die Energiepark-Brandenburg GmbH zur Verfügung gestellt wur-

de [Wetzel 2013]. Da die Preise für PV-Anlagen in den nächsten Jahren weiter fallen

werden oder zumindest stabil bleiben, wird bei der Ermittlung der Annuitäten der kapital-

gebundenen Kosten keine Preissteigerungsrate angesetzt. Bei den betriebsgebundenen

Kosten (Wartung und Inspektion) wird hingegen von einer jährlichen Preissteigerung von

2 % ausgegangen. Des Weiteren wird berücksichtigt, dass der Solar-Wechselrichter bei

AC-gekoppelten Systemen nach etwa 12 Jahren repariert bzw. ersetzt werden muss. Für

DC-gekoppelte Systeme entfallen die Kosten für den Solar-Wechselrichter. Die Ein-

gangsparameter sind in Tabelle 2 zusammengefasst.

Tabelle 2 Eingangsparameter einer Beispiel-PV-Anlage zur Bestimmung der Wirt-schaftlichkeit verschiedener Versorgungssysteme Quelle: [Wetzel 2013]

Für den Stromertrag der PV-Anlage werden jährlich 900 kWh/kWp angenommen. Der

Stromertrag wird konstant für die gesamte Laufzeit berechnet. Hiermit wird einerseits be-

rücksichtigt, dass die Anlagen nicht zwangsläufig nur in ertragsstarken Regionen errichtet

werden. Andererseits kann auf diese Weise die Degradation der Module über den Be-

trachtungszeitraum unberücksichtigt bleiben. Gerade bei kleineren Anlagen kann zu-

gleich berücksichtigt werden, dass diese nicht immer exakt nach Süden ausgerichtet sind

[Reichmuth 2010].

PV-Anlage Einheit Größe

PV-Leistung kWp 6,0

Modulkosten € 4.200

Wechselrichterkosten (nur für AC-gekoppelte Systeme) € 1.500

Technische Wechselrichter-Nutzungsdauer a 12

Wechselrichter-Reparatur/Ersatz € 700

Montagesystemkosten € 800

Installationskosten € 1.200

Netzanschlusskosten € 600

Wartung und Inspektion €/a 20

Versicherung* €/a 0

* Versicherungsschutz durch Wohngegäude- und Haftpflichversicherer abgedeckt



4.4.3 Last- und Leistungsgänge

Neben dem Jahresstromverbrauch ist das Lastprofil des Haushaltes und der damit mögli-

che Eigenverbrauchsanteil bzw. Autarkiegrad zu berücksichtigen. Die Messung des indi-

viduellen Lastprofils lässt sich zwar technisch realisieren, deren Umsetzung ist aber sehr

aufwendig. Um die Unterschiede zwischen den Jahreszeiten zu berücksichtigen, sollte

der Messzeitraum wenigstens ein Jahr betragen. Darüber hinaus sollte die zeitliche Auf-

lösung der Messung bei einer Sekunde, mindestens aber bei einer Minute liegen. Da-

durch können auch schnell taktende Lasten, wie etwa das Verbrauchsprofil eines Herdes,

der sich immer nur für einige Sekunden ein- und dann wieder ausschaltet, abgebildet

werden. Zusätzlich zu den Lastprofilen sind die Stromerzeugungsprofile durch die PV-

Anlage für den gleichen Zeitraum und in der gleichen zeitlichen Auflösung heranzuziehen

[Nähr & Rothert 2012].

In der Praxis wird häufig auf Standardlastprofile zurückgegriffen, die von den

Verteilnetzbetreibern oder vom Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft

(BDEW) zur Verfügung gestellt werden. Diese Standardlastprofile basieren für gewöhn-

lich auf Daten, die in einer zeitlichen Auflösung von 15 Minuten erstellt werden. Bei die-

sen Standardlastprofilen werden kurzfristige hohe Verbrauchsspitzen heraus gemittelt.

Somit fehlen Informationen, die ein reales Standardlastprofil bietet. Infolgedessen kann

es zu Fehleinschätzungen der Eigenverbrauchsquote kommen. Die Abweichungen von

real gemessenen Last- und Einstrahlungsprofilen von Standardlastprofilen können bis zu

50 % betragen [Nähr & Rothert 2012].

Da das Lastprofil eines Haushaltes und die Einstrahlungswerte nur schwer zu prognosti-

zieren sind, wird in der Kurzexpertise der Einfachheit halber auf die Untersuchungser-

gebnisse und Daten der HTW Berlin zurückgegriffen. Das von der HTW Berlin entworfene

und in Abbildung 10 dargestellte Diagramm bietet die Möglichkeit, den Autarkiegrad in

Abhängigkeit vom Jahresstrombedarf abzuschätzen. Für die Erstellung des Diagramms

wurden typische Einstrahlungs- und Lastprofile verwendet, die auf realen und hochauflö-

senden Messdaten basieren. Durch die Normierung lässt sich der Autarkiegrad für Haus-

halte je nach der Höhe des Jahresstrombedarfs ablesen [Weniger et al. 2013].



Abbildung 10 Autarkiegrad in Abhängigkeit von der nutzbaren Speicherkapazität und PV-Leistung, jeweils normiert auf den Jahresstrombedarf in MWh Quelle: [Weniger et al. 2013]

4.4.4 Strombezugskosten

Weiterhin müssen bei der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung auch die Kosten für den Strom-

bezug aus dem Netz berücksichtigt werden. Nach Angaben des Europäischen Amtes für

Statistik (Eurostat) liegt der Brutto-Strompreis 2013 für private Haushalte in Deutschland

im Mittel bei 29,19 ct/kWh [Eurostat 2013]. Die Entwicklung dieses Strompreises über

den Betrachtungszeitraum ist ausschlaggebend für die Wirtschaftlichkeit von PV-

Speichersystemen. Für die Strompreisänderung können sehr unterschiedliche Annahmen

getroffen werden. Für die Entwicklung der Strompreise wurden unterschiedliche jährliche

Steigerungsraten von 2 % bis 4 % angenommen.

4.4.5 Vergütung

Bei Inbetriebnahme der PV-Anlage im Januar 2014 erhält der Betreiber einer PV-Anlage

mit einer Nennleistung bis 10 kWp für die Netzeinspeisung des PV-Stroms eine Einspei-

severgütung in Höhe von 13,68 ct/kWh. Die Erlöse der eingespeisten Energie, die nicht

selbst verbraucht werden kann, werden kostenmindernd im Modell berücksichtigt. Auf-

grund der fixen EEG-Vergütungssätze sind für die Einnahmen aus der EEG-



Netzeinspeisung keine Preisänderungen anzusetzen. Als Betrachtungszeitraum wird für

die Berechnung eine Dauer von 25 Jahren unterstellt, da PV-Anlagen eine technische

Lebensdauer von 25 Jahren aufweisen. Nach Ablauf des EEG-Vergütungszeitraums (20

Jahre) kann der PV-Anlagenbetreiber den PV-Strom auf dem freien Markt verkaufen und

erhält dafür einen marktüblichen Preis. Die von den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB)

veröffentlichten Monatsmittelwerte der Stundenkontrakte EPEX Spot lagen zwischen Ja-

nuar und November 2013 in einer Bandbreite von 2,8 ct/kWh im Juni und 4,5 ct/kWh im

Februar [ÜNB 2013]. Diese Werte können als Anhaltspunkt für den Wert des PV-Stroms

herangezogen werden. In der Kurzexpertise wird davon ausgegangen, dass der PV-

Anlagenbetreiber seinen Strom für 4 ct/kWh vermarkten kann.

4.4.6 Finanzwirtschaftliche Annahmen

Die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung erfolgt für zwei unterschiedliche Annahmen zur Kapi-

talverzinsung. Die Variante 1 geht davon aus, dass es sich um eine 100 %-ige Eigenfi-

nanzierung mit einer Verzinsung von 1,0 % handelt. In Variante 2 wird die Wirtschaftlich-

keit von PV-Speichersystemen im Rahmen des Speicherförderprogramms (siehe Ab-

schnitt 3.4) mit Tilgungszuschüssen und zinsgünstigen Krediten der KfW Bankengruppe

untersucht. Bei der Kreditfinanzierung wird für die Aufnahme des Fremdkapitals von ei-

nem effektiven Jahreszins von 2,42 % bei einer Zinsfestschreibung und Kreditlaufzeit von

zehn Jahren ausgegangen [KfW 2013c].

Für die kapitalgebundenen Kosten des Batteriespeichers wird über den Betrachtungszeit-

raum keine Preisänderung erwartet. Die jährliche Preissteigerung für betriebsgebundene

Kosten (Wartung und Inspektion) wird mit 2 % angenommen.

4.5 Ergebnisse der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung

4.5.1 Wirtschaftlichkeit bei Eigenfinanzierung

Für den betrachteten Modellhaushalt mit 4.000 kWh Jahresstromverbrauch können die

Versorgungsvarianten hinsichtlich ihrer Wirtschaftlichkeit verglichen werden. Die Rech-

nung erfolgt über 25 Jahre. Als Bewertungsgröße für die Wirtschaftlichkeitsuntersuchung

dienen die Annuitäten. Die Annahmen für die betrachteten Versorgungsvarianten sind in

Abschnitt 4.4 zusammengefasst. An dieser Stelle sei darauf hingewiesen, dass die An-

nahmen von der Praxis abweichen und infolgedessen zu anderen Ergebnissen führen

können. In Abbildung 11 und Tabelle 6 (siehe Anhang) sind die Ergebnisse der Wirt-

schaftlichkeitsrechnung bei einer Strompreissteigerung von 2 % pro Jahr unter Annahme

einer 100 %-igen Eigenfinanzierung mit einem Kalkulationszinssatz von 1,0 % gegen-

übergestellt. Es ist zu erkennen, dass sich die jährlichen Kosten für die Versorgung mit

einer PV-Anlage mit 25 % Eigenverbrauchsnutzung (ohne Speicher) und Resteinspei-

sung auf etwa 1.060 €/a belaufen. Im Vergleich zum reinen Strombezug aus dem Netz

fallen pro Jahr etwa 420 € weniger Kosten an. Die Versorgungssysteme mit Batteriespei-



cher reduzieren zwar den Strombezug vom Netz, allerdings sind die Batterien derzeit

noch sehr teuer, so dass nur wenige PV-Speichersysteme wirtschaftlich betrieben wer-

den können. Das Komplettsystem aus PV-Anlage und SENEC.Home G2 Batteriespeicher

weist mit ca. 940 €/a die geringsten Kosten auf und liegt damit sogar deutlich unter den

Kosten, welche für eine Versorgung mit PV-Anlage und Eigenverbrauch (ohne Speicher)

anfallen. Bei einem Jahresstrombedarf von 4.000 kWh belaufen sich die mittleren Strom-

bezugskosten für das PV-Speichersystem SENEC.Home G2 auf etwa 0,23 €/kWh. Die

mittleren Stromkosten entsprechen nach [Weniger et al. 2013] dem Preis, den der Haus-

halt für den gesamten Strombedarf während der Nutzungsdauer des PV-

Speichersystems durchschnittlich zahlen muss. Für den reinen Strombezug aus dem öf-

fentlichen Netz fallen hingegen mittlere Stromkosten von rund 0,37 €/kWh an. Gegenüber

dem reinen Strombezug aus dem Netz (ca. 1.480 €/a) weisen die PV-Speichersysteme

IBC SolStore 6.3 Li (ca. 1.310 €/a), Sonnenbatterie Classic M (ca. 1.360 €/a) und S10

(ca. 1.450 €/a) finanzielle Vorteile auf.

Abbildung 11 Wirtschaftlichkeitsvergleich verschiedener Versorgungssysteme bei einer prognostizieren Strompreissteigerung von 2 % pro Jahr und einer 100 %-igen Eigenfinanzierung mit einem Kalkulationszinssatz von 1,0 % in €/a Quelle: [Junkes 2013], [Simmet 2013], [Wetzel 2013], [Elsen 2014], [Dillinger 2013], eigene Annahmen, Berechnung und Darstellung: IE Leipzig

In Abbildung 12 und Tabelle 7 (siehe Anhang) sind die Ergebnisse der Wirtschaftlich-

keitsbetrachtung bei einer prognostizierten Strompreissteigerung von 3 % pro Jahr dar-

gestellt. Dabei zeigt sich, dass sich mit steigenden Strombezugskosten die Wirtschaft-

lichkeit der PV-Speichersysteme verbessert. Ein Versorgungsmodell mit PV-Anlage und

vorrangiger Eigenverbrauchsnutzung (ohne Speicher) schlägt mit rund 1.210 €/a zu Bu-

che. Die kosteneffizienteste Versorgung kann mit einer PV-Anlage in Kombination mit

dem SENEC.Home G2 Speicher realisiert werden. Die jährlichen Kosten hierfür liegen

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PV-Anlage Batterie Strombezug Vergütung Gesamt



bei ca. 990 €. Im Vergleich zum reinen Strombezug aus dem Netz (ca. 1.680 €/a) lässt

sich die Versorgung mit den PV-Speichersystemen IBC SolStore 6.3 Li (ca. 1.380 €/a),

Sonnenbatterie Classic M (ca. 1.410 €/a) und S10 (ca. 1.530 €/a) kostengünstiger reali-

sieren. Die Kosten für ein Komplettsystem mit PowerRouter 5.0 Batteriespeicher entspre-

chen mit rund 1.670 €/a in etwa denen für den reinen Strombezug aus dem Netz. Das

PV-Speichersystem mit VS 5 Batteriespeicher weist die geringste Wirtschaftlichkeit auf;

die jährlichen Kosten sind mit etwa 1.980 € am höchsten.


Des Weiteren wurde die Wirtschaftlichkeit der verschiedenen Versorgungssysteme unter

der Annahme einer jährlichen Strompreissteigerung von 4 % untersucht. Die Ergebnisse

sind in Abbildung 13 und Tabelle 8 (siehe Anhang) zusammengefasst. Es ist festzuhal-

ten, dass sich mit steigenden Strompreisen die Wirtschaftlichkeit der PV-

Speichersysteme weiter verbessert. Für eine PV-Anlage mit vorrangiger Eigenver-

brauchsnutzung (ohne Speicher) müssen etwa 1.380 €/a eingeplant werden. Wirtschaftli-

cher lässt sich die Stromversorgung nur mit dem PV-Speichersystem SENEC.Home G2

(ca. 1.050 €/a) realisieren. Die mittleren Strombezugskosten für ein solches Versor-

gungssystem belaufen sich auf rund 0,26 €/kWh. Im Vergleich zum reinen Strombezug

aus dem Netz (ca. 1.910 €/a) sind bis auf das PV-Speichersystem VS 5 (ca. 2.050 €/a)

alle Versorgungssysteme wirtschaftlich darstellbar.

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4.5.2 Wirtschaftlichkeit bei Förderung

Des Weiteren wurde die Wirtschaftlichkeit der verschiedenen Versorgungssysteme unter

Inanspruchnahme des KfW-Förderprogramms (275) für Komplettsysteme untersucht. Das

Speicherförderprogramm beinhaltet KfW-Darlehen mit Tilgungszuschuss für das Spei-

chersystem. In Abbildung 14 und Tabelle 9 (siehe Anhang) sind die Ergebnisse der Wirt-

schaftlichkeitsrechnung bei einer prognostizierten Strompreissteigerung von 2 % pro Jahr

und Inanspruchnahme eines KfW-Kredites mit einem Effektivzinssatz von 2,42 % bei ei-

ner Laufzeit von zehn Jahren gegenübergestellt. Für das Rechenbeispiel einer PV-

Anlage mit vorrangiger Eigenverbrauchsnutzung (ohne Speicher) wurden die gleichen fi-

nanziellen Rahmenbedingungen angenommen. Aufgrund der zinsgünstigen KfW-

Darlehen und des Tilgungszuschusses verbessert sich die Wirtschaftlichkeit der PV-

Speichersysteme insgesamt. Die Untersuchung zur Wirtschaftlichkeit lässt erkennen,

dass für ein Komplettsystem bestehend aus PV-Anlage und SENEC.Home G2 Speicher-

system mit rund 720 €/a die geringsten Kosten anfallen. Die mittleren Stromkosten betra-

gen etwa 0,18 €/kWh. Die jährlichen Kosten für eine PV-Anlage mit vorrangiger Eigen-

verbrauchsnutzung (ohne Speicher) belaufen sich auf rund 1.060 €. Für den reinen

Strombezug aus dem Netz müssen etwa 1.480 €/a einkalkuliert werden. Dies entspricht

in etwa auch den Kosten, welche für ein Versorgungssystem bestehend aus PV-Anlage

und PowerRouter 5.0 (ca. 1.470 €/a) anfallen. Kostengünstiger und damit wirtschaftlicher

lässt sich die Versorgung mit den PV-Speichersystemen IBC SolStore 6.3 Li (ca.

1.150 €/a), Sonnenbatterie Classic M (ca. 1.150 €/a) und S10 (ca. 1.290 €/a) realisieren.

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Trotz zinsgünstiger Kredite und Tilgungszuschüsse sind die übrigen Speichersysteme bei

einer jährlichen Strompreissteigerung von 2 % noch nicht wirtschaftlich.

Abbildung 14 Wirtschaftlichkeitsvergleich verschiedener Versorgungssysteme bei einer prognostizierten Strompreissteigerung von 2 % pro Jahr und Inanspruch-nahme des KfW-Förderprogramms (275) für Komplettsysteme mit einem ef-fektiven Jahreszins von 2,42 % und einer Kreditlaufzeit von 10 Jahren in €/a Quelle: [Junkes 2013], [Simmet 2013], [Wetzel 2013], [Elsen 2014], [Dillinger 2013], eigene Annahmen, Berechnung und Darstellung: IE Leipzig

In Abbildung 15 und Tabelle 10 (siehe Anhang) sind die Ergebnisse des Wirtschaftlich-

keitsvergleichs unter Inanspruchnahme des KfW-Förderprogramms und einer prognosti-

zierten jährlichen Strompreissteigerung von 3 % dargestellt. Es ist zu erkennen, dass

steigende Strompreise die Wirtschaftlichkeit von PV-Speichersystemen positiv beein-

flusst. Unter den angenommenen Bedingungen lässt sich die Versorgung mit einer PV-

Anlage und einem SENEC.Home G2 Speichersystem am kostengünstigsten verwirkli-

chen. Die Kosten liegen bei etwa 770 €/a. Bei einem Jahresstromverbrauch von

4.000 kWh ergeben sich mittleren Strombezugskosten von rund 0,19 €/kWh. Die Versor-

gung über eine PV-Anlage mit Eigenverbrauchsnutzung (ohne Speicher) veranschlagt

jährlich Kosten in Höhe von rund 1.200 €. Dies entspricht in etwa auch den Kosten, die

für eine Versorgung mit den PV-Speichersystemen Sonnenbatterie Classic M und IBC

SolStore 6.3 Li anfallen. Die Kosten für eine Versorgung ausschließlich aus dem Netz be-

laufen sich jährlich auf rund 1.680 €. Es zeigt sich, dass alle PV-Speichersysteme mehr

oder weniger unterhalb dieser Wirtschaftlichkeitsgrenze liegen.

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PV- Anlage Batterie Strombezug Vergütung Gesamt




Weiterhin wurden die verschiedenen Versorgungsvarianten unter Annahme einer jährli-

chen Strompreissteigerung von 4 % analysiert. In Abbildung 16 und Tabelle 11 (siehe

Anhang) sind die Ergebnisse gegenübergestellt. Demnach sind alle Versorgungsvarian-

ten wirtschaftlicher als der reine Strombezug aus dem Netz. Am kostengünstigsten lässt

sich die Versorgung wiederum mit einem PV-Speichersystem SENEC.Home G2 umset-

zen. Mit etwa 820 €/a liegen die Kosten deutlich unter den Kosten für den reinen Strom-

bezug aus dem Netz (ca. 1.910 €/a). Für die Versorgung mit einer PV-Anlage und vor-

rangiger Eigenverbrauchsnutzung (ohne Speicher) müssen hingegen etwa 1.380 €/a ein-

kalkuliert werden. Eine PV-Anlage mit einem Batteriespeicher des Typs Sonnenbatterie

Classic M veranschlagt jährlich rund 1.260 €. Für ein PV-Speichersystem mit dem Pro-

dukt IBC SolStore 6.3 Li belaufen sich die Kosten auf etwa 1.290 €/a. Die Kosten der an-

deren PV-Speichersysteme liegen zwischen den Kosten für eine PV-Anlage mit Eigen-

verbrauch (ohne Speicher) und den Kosten für den reinen Strombezug aus dem Netz.

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Fazit


5 FAZIT

Durch die vermiedenen Strombezugskosten und geringen Investitionen stellt eine PV-

Anlage mit einem Eigenverbrauchsanteil von 25 % (ohne Speicher) das kosteneffizientes-

te Versorgungssystem dar. Dieser finanzielle Vorteil bleibt auch bei steigenden Strom-

preisen zunächst bestehen.

Bei den angenommenen PV-Speicherdimensionierungen können etwa die Hälfte bis zwei

Drittel des Stromverbrauchs eines typischen Einfamilienhaushaltes selbst gedeckt wer-

den. Der Einsatz von Speichersystemen erhöht zwar den Eigenverbrauchsanteil und Au-

tarkiegrad deutlich, ist aber aufgrund der hohen Investitionskosten für die Speichersyste-

me für die meisten Haushalte nicht wirtschaftlich.

Eine Ausnahme bildet hier ein Komplettsystem mit einem SENEC.Home G2 Batteriespei-

cher. Aufgrund der geringen Investitionskosten für Ersatz-Akku und Ersatz-Batterie-

Wechselrichter fallen bei diesem PV-Speichersystem pro Jahr vergleichsweise geringe

Versorgungskosten an, so dass selbst bei einer moderat angenommenen Preissteigerung

für Haushaltsstrom von 2 % pro Jahr und einer vollständigen Eigenfinanzierung die Wirt-

schaftlichkeit schon heute gegeben ist.

Bei Inanspruchnahme von KfW-Darlehen und einem Tilgungszuschuss im Rahmen des

Speicherförderprogramms verbessert sich die Wirtschaftlichkeit der untersuchten PV-

Speichersysteme zum Teil signifikant. Die Investitionen in Speichersysteme lohnen sich

umso mehr, je höher die Preissteigerung für Haushaltsstrom in Zukunft ausfällt. So kön-

nen einzelne PV-Speichersysteme unter der Annahme einer jährlichen Strompreissteige-

rung um 4 % auch im Vergleich zu einem Versorgungssystem mit PV-Anlage und vorran-

giger Eigenverbrauchsnutzung (ohne Speicher) finanzielle Vorteile bieten. Ohne Förde-

rung sind die meisten PV-Speichersysteme erst bei hoch angesetzten Strompreissteige-

rungsraten wirtschaftlich zu betreiben.

An dieser Stelle sei darauf hingewiesen, dass die Ermittlung der Speicherkosten und der

Wirtschaftlichkeitsvergleich auf Annahmen und Prognosen beruhen, die in der Realität so

nicht eintreffen müssen. Insbesondere die in der Untersuchung getroffenen Annahmen

zur Nutzungsdauer von Akku und Batterie-Wechselrichter sind mit Unsicherheiten behaf-

tet und können die Ergebnisse positiv oder negativ beeinflussen. Neben dem individuel-

len Lastprofil eines Haushaltes spielt die Dimensionierung von PV-Leistung und Batterie-

leistung eine entscheidende Rolle für das Erreichen bestimmter Eigenverbrauchsanteile

und Autarkiegrade. Von der Kurzexpertise abweichende Annahmen können unterschied-

liche Ergebnisse hervorbringen. Die Ergebnisse unterliegen daher einer gewissen Un-

schärfe und bedürfen einer sorgsamen Interpretation.

Anhang


Anhang

Anhang


Tabelle 3 Speicherkosten in Abhängigkeit von den Ladezyklen pro Jahr bei einer Mischfinanzierung und einem Kalkulationszinssatz von 3,5 % in €/kWh Quelle: [Junkes 2013], [Simmet 2013], [Wetzel 2013], [Elsen 2014], [Dillinger 2013], eigene Annahmen, Berechnung und Darstellung: IE Leipzig

1,90 1,81 1,72 1,65 1,58 1,52 1,46 1,40 1,35 1,31 1,26

0,49 0,46 0,44 0,42 0,41 0,39 0,37 0,36 0,35 0,34 0,32

1,81 1,73 1,65 1,58 1,51 1,45 1,39 1,34 1,29 1,25 1,21

0,94 0,89 0,85 0,82 0,78 0,75 0,72 0,70 0,67 0,65 0,63

1,31 1,25 1,19 1,14 1,09 1,05 1,01 0,97 0,94 0,90 0,87

1,69 1,61 1,53 1,47 1,41 1,35 1,30 1,25 1,20 1,16 1,12

1,60 1,53 1,46 1,39 1,34 1,28 1,23 1,19 1,15 1,11 1,07

1,68 1,60 1,52 1,46 1,40 1,34 1,29 1,24 1,20 1,16 1,12

0,87 0,83 0,79 0,76 0,73 0,70 0,67 0,64 0,62 0,60 0,58

MIN 0,49 0,46 0,44 0,42 0,41 0,39 0,37 0,36 0,35 0,34 0,32

MAX 1,90 1,81 1,72 1,65 1,58 1,52 1,46 1,40 1,35 1,31 1,26

Mittelwert 1,36 1,30 1,24 1,19 1,14 1,09 1,05 1,01 0,97 0,94 0,91

Median 1,60 1,53 1,46 1,39 1,34 1,28 1,23 1,19 1,15 1,11 1,07

Legende:

Blei-Technologie

Lithium-Technologie

IBC SolStore 6.3 Li



S10

VS 5


IBC SolStore 8.0 Pb

SENEC.Home G2

200 210 220 230 240 250 260 270 280 290 300


Anzahl der Zyklen p.a.

Produkt

Anhang


Tabelle 4 Speicherkosten in Abhängigkeit von den Ladezyklen pro Jahr bei einer Eigenfinanzierung und einem Kalkulationszinssatz von 1,0 % in €/kWh Quelle: [Junkes 2013], [Simmet 2013], [Wetzel 2013], [Elsen 2014], [Dillinger 2013], eigene Annahmen, Berechnung und Darstellung: IE Leipzig

1,61 1,54 1,47 1,40 1,35 1,29 1,24 1,20 1,15 1,11 1,08

0,39 0,37 0,35 0,34 0,32 0,31 0,30 0,29 0,28 0,27 0,26

1,52 1,44 1,38 1,32 1,26 1,21 1,17 1,12 1,08 1,05 1,01

0,73 0,69 0,66 0,63 0,61 0,58 0,56 0,54 0,52 0,50 0,48

1,03 0,98 0,94 0,90 0,86 0,82 0,79 0,76 0,74 0,71 0,69

1,28 1,22 1,16 1,11 1,07 1,02 0,98 0,95 0,91 0,88 0,85

1,38 1,31 1,25 1,20 1,15 1,10 1,06 1,02 0,98 0,95 0,92

1,42 1,35 1,29 1,23 1,18 1,13 1,09 1,05 1,01 0,98 0,94

0,68 0,65 0,62 0,59 0,57 0,54 0,52 0,50 0,49 0,47 0,45

MIN 0,39 0,37 0,35 0,34 0,32 0,31 0,30 0,29 0,28 0,27 0,26

MAX 1,61 1,54 1,47 1,40 1,35 1,29 1,24 1,20 1,15 1,11 1,08

Mittelwert 1,11 1,06 1,01 0,97 0,93 0,89 0,86 0,83 0,80 0,77 0,74

Median 1,28 1,22 1,16 1,11 1,07 1,02 0,98 0,95 0,91 0,88 0,85

Legende:

Blei-Technologie

Lithium-Technologie

270 280 290 300

IBC SolStore 6.3 Li

200 210 220 230 240



S10

VS 5


IBC SolStore 8.0 Pb


SENEC.Home G2

250 260Produkt


Anhang


Tabelle 5 Speicherkosten in Abhängigkeit von der Zyklenanzahl pro Jahr bei Inanspruchnahme des KfW-Förderprogramms (275) für Nachrüstsysteme ei-ner 5 kWp PV-Anlage und einem maximalen Tilgungszuschuss in Höhe von 3.300 €, einem effektiven Jahreszins von 1,36 % und einer Kreditlauf-zeit von 5 Jahren in €/kWh Quelle: [Junkes 2013], [Simmet 2013], [Wetzel 2013], [Elsen 2014], [Dillinger 2013], eigene Annahmen, Berechnung und Darstellung: IE Leipzig

1,26 1,20 1,15 1,10 1,05 1,01 0,97 0,93 0,90 0,87 0,84

0,27 0,26 0,25 0,24 0,23 0,22 0,21 0,20 0,19 0,19 0,18

1,17 1,11 1,06 1,02 0,97 0,94 0,90 0,87 0,84 0,81 0,78

0,56 0,53 0,51 0,48 0,46 0,45 0,43 0,41 0,40 0,38 0,37

0,76 0,73 0,69 0,66 0,63 0,61 0,59 0,56 0,54 0,53 0,51

1,05 1,00 0,95 0,91 0,87 0,84 0,81 0,78 0,75 0,72 0,70

1,16 1,10 1,05 1,00 0,96 0,92 0,89 0,86 0,83 0,80 0,77

1,10 1,05 1,00 0,95 0,92 0,88 0,84 0,81 0,78 0,76 0,73

0,49 0,47 0,45 0,43 0,41 0,39 0,38 0,36 0,35 0,34 0,33

MIN 0,27 0,26 0,25 0,24 0,23 0,22 0,21 0,20 0,19 0,19 0,18

MAX 1,26 1,20 1,15 1,10 1,05 1,01 0,97 0,93 0,90 0,87 0,84

Mittelwert 0,87 0,83 0,79 0,75 0,72 0,69 0,67 0,64 0,62 0,60 0,58

Median 1,05 1,00 0,95 0,91 0,87 0,84 0,81 0,78 0,75 0,72 0,70

Legende:

Blei-Technologie

Lithium-Technologie

IBC SolStore 6.3 Li



S10

VS 5


IBC SolStore 8.0 Pb

SENEC.Home G2

200 210 220 230 240 250 260 270 280 290 300



Produkt

Anhang


Tabelle 6 Annuitäten verschiedener Versorgungssysteme bei einer prognostizierten Strompreissteigerung von 2 % pro Jahr und einem Kalkulationszins-satz von 1,0 % Quelle: [Junkes 2013], [Simmet 2013], [Wetzel 2013], [Elsen 2014], [Dillinger 2013], eigene Annahmen, Berechnung und Darstellung: IE Leipzig

Versorgungssystem

- - -1.481 - -1.481 0,37

-465 - -1.111 517 -1.058 0,26

-271 -800 -681 169 -1.583 0,40

-528 -534 -370 493 -939 0,23

-401 -785 -681 169 -1.698 0,42

-503 -882 -385 413 -1.357 0,34

-286 -734 -637 208 -1.449 0,36

-423 -1.434 -429 364 -1.923 0,48

-334 -1.197 -489 319 -1.700 0,43

-401 -793 -666 164 -1.695 0,42

-465 -679 -489 319 -1.313 0,33

MIN -271 -534 -370 164 -939 0,23

MAX -528 -1.434 -1.481 517 -1.923 0,48

Mittelwert -408 -871 -674 314 -1.472 0,37

Median -412 -793 -637 319 -1.481 0,37

Legende:

Blei-Technologie

Lithium-Technologie

PV-Anlage + PowerRouter 5.0 + Hoppecke-Akkus

PV-Anlage + SENEC.Home G2

PV-Anlage + Sunny Island 6.0 + 7.4 Hoppecke-Akkus

PV-Anlage + Sonnenbaterie Classic M

PV-Anlage + S10

PV-Anlage + VS 5

Strombezug (2 %/a Preissteigerung)

PV-Anlage + Eigenverbrauch + Einspeisung

PV-Anlage + Piko BA + Hoppecke-Akkus

PV-Anlage + IBC SolStore 8.0 Pb

PV-Anlage + IBC SolStore 6.3 Li

MittlereStromkosten

[Euro / a] [Euro / a] [Euro / a] [Euro / a] [Euro / a] [Euro / kWh]


Anhang



Versorgungssystem

- - -1.677 - -1.677 0,42

-465 - -1.258 517 -1.206 0,30

-271 -800 -771 169 -1.673 0,42

-528 -534 -419 493 -988 0,25

-401 -785 -771 169 -1.789 0,45

-503 -882 -436 413 -1.408 0,35

-286 -734 -721 208 -1.533 0,38

-423 -1.434 -486 364 -1.980 0,49

-334 -1.197 -553 319 -1.765 0,44

-401 -793 -755 164 -1.784 0,45

-465 -679 -553 319 -1.377 0,34

MIN -271 -534 -419 164 -988 0,25

MAX -528 -1.434 -1.677 517 -1.980 0,49

Mittelwert -408 -871 -764 314 -1.562 0,39

Median -412 -793 -721 319 -1.673 0,42

Legende:

Blei-Technologie

Lithium-Technologie

MittlereStromkosten


PV-Anlage Batterie Strombezug






Vergütung Gesamt

PV-Anlage + VS 5




PV-Anlage + S10


Anhang



Versorgungssystem

- - -1.906 - -1.906 0,48

-465 - -1.430 517 -1.378 0,34

-271 -800 -877 169 -1.779 0,44

-528 -534 -477 493 -1.045 0,26

-401 -785 -877 169 -1.894 0,47

-503 -882 -496 413 -1.467 0,37

-286 -734 -820 208 -1.632 0,41

-423 -1.434 -553 364 -2.046 0,51

-334 -1.197 -629 319 -1.841 0,46

-401 -793 -858 164 -1.887 0,47

-465 -679 -629 319 -1.453 0,36

MIN -271 -534 -477 164 -1.045 0,26

MAX -528 -1.434 -1.906 517 -2.046 0,51

Mittelwert -408 -871 -868 314 -1.666 0,42

Median -412 -793 -820 319 -1.779 0,44

Legende:

Blei-Technologie

Lithium-Technologie

MittlereStromkosten









PV-Anlage + S10

PV-Anlage + VS 5




Anhang


Tabelle 9 Annuitäten verschiedener Versorgungssysteme bei einer prognostizierten Strompreissteigerung von 2 % pro Jahr und Inanspruchnahme des KfW-Förderprogramms (275) für Komplettsysteme mit einem effektiven Jahreszins von 2,42 % und einer Kreditlaufzeit von 10 Jahren Quelle: [Junkes 2013], [Simmet 2013], [Wetzel 2013], [Elsen 2014], [Dillinger 2013], eigene Annahmen, Berechnung und Darstellung: IE Leipzig

Versorgungssystem

- - -1.481 - -1.481 0,37

-463 - -1.111 517 -1.057 0,26

-269 -690 -681 169 -1.471 0,37

-526 -315 -370 493 -718 0,18

-399 -635 -681 169 -1.546 0,39

-501 -677 -385 413 -1.150 0,29

-285 -574 -637 208 -1.288 0,32

-421 -1.054 -430 364 -1.540 0,39

-333 -1.031 -489 319 -1.534 0,38

-399 -649 -667 164 -1.551 0,39

-463 -513 -489 319 -1.145 0,29

MIN -269 -315 -370 164 -718 0,18

MAX -526 -1.054 -1.481 517 -1.551 0,39

Mittelwert -406 -682 -675 314 -1.316 0,33

Median -410 -649 -637 319 -1.471 0,37

Legende:

Blei-Technologie

Lithium-Technologie





PV-Anlage + S10

PV-Anlage + VS 5






PV-Anlage Batterie Strombezug Vergütung GesamtMittlere

Stromkosten


Anhang



Versorgungssystem

- - -1.677 - -1.677 0,42

-463 - -1.259 517 -1.204 0,30

-269 -690 -772 169 -1.562 0,39

-526 -315 -420 493 -767 0,19

-399 -635 -772 169 -1.637 0,41

-501 -677 -436 413 -1.201 0,30

-285 -574 -722 208 -1.373 0,34

-421 -1.054 -487 364 -1.597 0,40

-333 -1.031 -554 319 -1.598 0,40

-399 -649 -755 164 -1.639 0,41

-463 -513 -554 319 -1.210 0,30

MIN -269 -315 -420 164 -767 0,19

MAX -526 -1.054 -1.677 517 -1.677 0,42

Mittelwert -406 -682 -764 314 -1.406 0,35

Median -410 -649 -722 319 -1.562 0,39

Legende:

Blei-Technologie

Lithium-Technologie

[Euro / kWh]

PV-Anlage Batterie Strombezug

[Euro / a] [Euro / a] [Euro / a] [Euro / a] [Euro / a]

MittlereStromkosten






Vergütung Gesamt

PV-Anlage + VS 5




PV-Anlage + S10


Anhang



Versorgungssystem

- - -1.906 - -1.906 0,48

-463 - -1.431 517 -1.377 0,34

-269 -690 -878 169 -1.668 0,42

-526 -315 -477 493 -824 0,21

-399 -635 -878 169 -1.742 0,44

-501 -677 -496 413 -1.260 0,32

-285 -574 -820 208 -1.472 0,37

-421 -1.054 -553 364 -1.664 0,42

-333 -1.031 -630 319 -1.674 0,42

-399 -649 -859 164 -1.743 0,44

-463 -513 -630 319 -1.286 0,32

MIN -269 -315 -477 164 -824 0,21

MAX -526 -1.054 -1.906 517 -1.906 0,48

Mittelwert -406 -682 -869 314 -1.511 0,38

Median -410 -649 -820 319 -1.664 0,42

Legende:

Blei-Technologie

Lithium-Technologie

PV-Anlage + S10

PV-Anlage + VS 5










MittlereStromkosten

[Euro / kWh]


[Euro / a] [Euro / a] [Euro / a] [Euro / a] [Euro / a]

Literaturverzeichnis


LITERATURVERZEICHNIS

BMU 2012 Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsi-cherheit (BMU): Richtlinien zur Förderung von stationären und dezentralen Batteriespeichersystemen zur Nutzung in Verbin-dung mit Photovoltaikanlagen, 21. Dezember 2012. Veröffent-licht im Bundesanzeiger am 19. April 2013.

Dillinger 2013 Dillinger, Toni J. (Solarverbund-Bayern GmbH): Persönliche Auskunft am 12.12.2013.

Elsen 2014 Elsen, Mario (E.S.K. EnergieSpar-Kontor GmbH & Co. KG): Persönliche Auskunft am 20.01.2013.

Eurostat 2013 Statistisches Amt der Europäischen Union (Eurostat): Electric-ity prices for domestic consumers, from 2007 onwards - bi-annual data, 21.11.2013, Online unter: http://appsso.eurostat.ec.europa.eu/nui/show.do?dataset=nrg_pc_204&lang=en, Zugriff am 10.12.2013.

ISE 2013 Fraunhofer-Institut für solare Energiesysteme (ISI): Stromge-stehungskosten erneuerbarer Energien, November 2013, S. 19 f.

Junkes 2013 Junkes, Florian (Energieberatung Junkes): Telefonat am 10.12.2013.

KfW 2013a Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW): Handreichung zur Er-mittlung des Tilgungszuschusses KfW-Programm Erneuerba-re Energien – Speicher (275), Formularnummer: 600 000 2702, Mai 2013.

KfW 2013b Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW): Erneuerbare Energien – Speicher (275). Das Wichtigste in Kürze. Online unter: https://www.kfw.de/inlandsfoerderung/Privatpersonen/Bestandsimmobilie/F%C3%B6rderprodukte/Erneuerbare-Energien-%E2%80%93-Speicher-%28275%29/, Zugriff 11.11.2013.

KfW 2013c Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW): Konditionenübersicht für Endkreditnehmer in den Förderprogrammen der KfW Ban-kengruppe, Stand 27.11.2013.

Kondziella et al. 2013 Kondziella, Hendrik; Brod, Kristina; Bruckner, Thomas; Olbert, Sebastian; Mes, Florian: Stromspeicher für die „Energiewen-de“ - eine akteursbasierte Analyse der zusätzlichen Speicher-kosten. Springer Fachmedien Wiesbaden 2013; 30.08.2013.

Krause 2012 Krause, Matthias B.: Kostspieliges Lifestyle-Zubehör. In: Pho-ton 12/2012, S. 44.

Nähr & Rothert 2012 Nähr, Catrin; Rothert, Martin (SMA Solar Technology): Nicht messen, schätzen. In: Photovoltaik 10/2012, S. 55-57.

Reichmuth 2010 Reichmuth, Matthias (Leipziger Institut für Energie GmbH): Analyse zur möglichen Anpassung der EEG-Vergütung für Photovoltaik-Anlagen, 05.03.2010.

Literaturverzeichnis


Sauer 2013 Sauer, Dirk Uwe (ISEA, RWTH Aachen): Kurzgutachten: Marktanreizprogramm für dezentrale Speicher insbesondere für PV-Strom, 27.03.2013, S. 6-10.

Schön 2013 Schön, Andre (Korbacher-EnergieZentrum GmbH & Co. KG): Persönliche Auskunft am 05.12.2013.

Simmet 2013 Simmet, Karl-Heinz (Solar-Pur AG): Persönliche Auskunft am 19.12.2013.

Solarpraxis 2013 Solarpraxis AG: Speicher satt. Online unter:http://www.pv-magazi-ne.de/index.php?id=85&tx_ttnews[tt_news]=11394&tx_ttnews[backCat]=291&tx_ttnews[backPid]=86&cHash=598eca3106c37c82f9b42d54258288f2, Zugriff 06.11.2013.

ÜNB 2013 50Hertz Transmission GmbH; Amprion GmbH; TransnetBW GmbH; TenneT TSO GmbH (Übertragungsnetzbetreiber, Hrsg.): Marktwert- / Referenzmarktwertübersicht. Online unter: http://www.eeg-kwk.net/de/Referenzmarktwerte.htm, Zugriff 09.12.2013.

VDI 2067-1 Wirtschaftlichkeit gebäudetechnischer Anlagen, Grundlagen und Kostenrechnung, Ausgabe September 2012.

VDI 6025 Betriebswirtschaftliche Berechnungen für Investitionsgüter und Anlagen, Ausgabe November 2012.

Weniger et al. 2012 Weniger, Johannes; Tjaden, Tjarko; Quaschning, Volker (HTW Berlin): Solare Unabhängigkeitserklärung. In: Photovol-taik 10/2012, S. 50-54.

Weniger et al. 2013 Weniger, Johannes; Quaschning, Volker; Tjaden, Tjarko (HTW Berlin): Optimale Dimensionierung von PV-Speichersystemen. In: pv-magazine 01/2013, S. 70-75.

Wetzel 2013 Wetzel, Thomas (Energiepark Brandenburg GmbH): Persönli-che Auskunft am 12.12.2013.

Abbildungsverzeichnis


ABBILDUNGSVERZEICHNIS

Abbildung 1 Kostengruppen der Annuitätsmethode nach VDI 2067 ................................ 2

Abbildung 2 Modellansatz zur Berechnung der reinen Speicherkosten ........................... 7

Abbildung 3 Prinzipdarstellung AC- und DC-gekoppeltes Speichersystem ................... 11

Abbildung 4 Speicherkosten in Abhängigkeit von den Speicherzyklen pro Jahr und einem Kalkulationszins von 3,5 % ....................................................... 15

Abbildung 5 Speicherkosten in Abhängigkeit von den Speicherzyklen pro Jahr und einem Kalkulationszins von 1,0 % ....................................................... 16

Abbildung 6 Speicherkosten in Abhängigkeit von der Zyklenanzahl pro Jahr bei Inanspruchnahme des KfW-Förderprogramms (275) für Nachrüstsysteme einer 5 kWp-PV-Anlage und einem maximalen Tilgungszuschuss in Höhe von 3.300 €, einem effektiven Jahreszins von 1,36 % und einer Kreditlaufzeit von 5 Jahren in €/kWh .......................................................................................................... 18

Abbildung 7 Eigenverbrauchsanteil in Abhängigkeit von der Batteriekapazität und Leistung der PV-Anlage für ein Einfamilienhaushalt mit einem Jahresstromverbrauch von 4.700 kWh ....................................................... 21

Abbildung 8 Autarkiegrad in Abhängigkeit von der Batteriekapazität und Leistung der PV-Anlage für einen Einfamilienhaushalt mit einem Jahresstromverbrauch von 4.700 kWh. ...................................................... 22

Abbildung 9 Modell für den Wirtschaftlichkeitsvergleich von PV-Speichersystemen ...................................................................................... 23

Abbildung 10 Autarkiegrad in Abhängigkeit von der nutzbaren Speicherkapazität und PV-Leistung, jeweils normiert auf den Jahresstrombedarf in MWh ............................................................................................................ 27

Abbildung 11 Wirtschaftlichkeitsvergleich verschiedener Versorgungssysteme bei einer prognostizieren Strompreissteigerung von 2 % pro Jahr und einer 100 %-igen Eigenfinanzierung mit einem Kalkulationszinssatz von 1,0 % in €/a .......................................................................................... 29



Abbildung 14 Wirtschaftlichkeitsvergleich verschiedener Versorgungssysteme bei einer prognostizierten Strompreissteigerung von 2 % pro Jahr und Inanspruchnahme des KfW-Förderprogramms (275) für Komplettsysteme mit einem effektiven Jahreszins von 2,42 % und einer Kreditlaufzeit von 10 Jahren in €/a .................................................... 32



Tabellenverzeichnis


TABELLENVERZEICHNIS

Tabelle 1 Verwendete Eingangsparameter für die Ermittlung der Speicherkosten und Wirtschaftlichkeitsbetrachtung ................................... 13

Tabelle 2 Eingangsparameter einer Beispiel-PV-Anlage zur Bestimmung der Wirtschaftlichkeit verschiedener Versorgungssysteme .............................. 25

Tabelle 3 Speicherkosten in Abhängigkeit von den Ladezyklen pro Jahr bei einer Mischfinanzierung und einem Kalkulationszinssatz von 3,5 % in €/kWh ...................................................................................................... 37

Tabelle 4 Speicherkosten in Abhängigkeit von den Ladezyklen pro Jahr bei einer Eigenfinanzierung und einem Kalkulationszinssatz von 1,0 % in €/kWh ...................................................................................................... 38

Tabelle 5 Speicherkosten in Abhängigkeit von der Zyklenanzahl pro Jahr bei Inanspruchnahme des KfW-Förderprogramms (275) für Nachrüstsysteme einer 5 kWp PV-Anlage und einem maximalen Tilgungszuschuss in Höhe von 3.300 €, einem effektiven Jahreszins von 1,36 % und einer Kreditlaufzeit von 5 Jahren in €/kWh .......................................................................................................... 39

Tabelle 6 Annuitäten verschiedener Versorgungssysteme bei einer prognostizierten Strompreissteigerung von 2 % pro Jahr und einem Kalkulationszinssatz von 1,0 % .................................................................. 40



Tabelle 9 Annuitäten verschiedener Versorgungssysteme bei einer prognostizierten Strompreissteigerung von 2 % pro Jahr und Inanspruchnahme des KfW-Förderprogramms (275) für Komplettsysteme mit einem effektiven Jahreszins von 2,42 % und einer Kreditlaufzeit von 10 Jahren .............................................................. 43



Date post:	06-Feb-2018
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Berechnung der Speicherkosten und Darstellung der...

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