Installationspraxis, Eigenverbrauch und Rentabilität bei der Solarenergie-Nutzung

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1 Lehrstuhl für Volkswirtschaftslehre, insb. Wirtschaftstheorie (Makroökonomik) Eurosun Energietechnik GmbH Dr. Klaus Kalberlah Vortrag im Rahmen der XI. Deutsch- Polnischen Konferenz Energiewirtschaft 10. Oktober 2014 Installationspraxis, Eigenverbrauch und Rentabilität bei der Solarenergie-Nutzung 1. Solarenergie =PV+Thermie 2. PV, Klein- und Großanlagen 3. neues EEG 2013 und die PV-Eigennutzung Solarthermie die Kombination PV+Thermie 7. Rentabilitätsbetrachtungen 8. die Zukunft der Solartechnik

2 Passive Solartechnik Solar power plant Solarstrom technik (PV) Solarthermie

3 PV-modul (Strom) Thermie-Kollektor (Wärme) Leistung STC 150 W/m² 600 W/m² Preis /m² /m² Jahresertrag 120 kwh/m² 400 kwh/m² Spez. Kosten 1,00 /kwh 0,50 /kwh Typ. Anlagen-Gr m² 8-12 m²

4 PV-Anlagen in Deutschland, Zubau 2009 Kleinanlagen an Gebäuden < 5% Freiflächen-Anlagen > 95% bis 10 kw bis 40 kw bis 1000 kw 1 10 MW EEG ,8 ct/kwh 13,00 ct 10,7 ct 8,8 ct

5 Monatlichl. Zubau von PV- Anlagen Jan. bis Juli 2009 in Deutschland in % In 2009 (Jan.- Juli) wurde 826 MWp PV errichtet, davon 25 MW = 3,1% als kleine Gebäudeanlagen (dunkelblau in den Grafiken) Im Jahr 2000 waren es 53% Eine bedauerliche Fehlentwicklung: Der große Vorteil der Photovoltaik, dass sie dezentral (auf dem heimischen Dach) Sonnenstrom ernten kann, wird kaum noch genutzt.. Solarenergie-Förderverein Deutschland e.v. Wolf von Fabeck Trendwende: in 2013 wurden Anlagen < 10 kwp mit insges kwp auf Dächern installiert, entsprechend 18%

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7 Zubau Anlagen < 10 kwp mit insges. 0, 593 GWp

8 Das EEG vom Aug Die Einspeisevergütungen für die einzelnen Technologien, berechnet für einen Produktionszeitraum von 20 Jahren, sind nunmehr wie folgt festgelegt: Photovoltaik: 9,2 bis 13,2 Cent pro kwh, abhängig von der Anlagengröße; die Vergütung sinkt pro Monat um 0,5 Prozent Installationen mit mehr als 10 kw Leistung müssen jetzt einen Teil der EEGUmlage bezahlen, wenn sie den mit den Anlagen produzierten Strom selbst verbrauchen. Für 2014/2015 rechnen Analysten mit einer neu installierten Kapazität von 2,0 bis 2,5 GWp. Es zeigt sich, dass das neue EEG immer noch günstige Bedingungen für Neuinstallationen sowohl auf privaten wie auf gewerblichen Dächern bietet (??!) Hinweis: Der PV-Markt hat in 2013 dramatisch nachgegeben (7,3 GWp/a auf 3,3 GWp/a).Teils lag dies an den verringerten Einspeisevergütungen, teils an Unsicherheit aufgrund der Diskussion um die EEG-Reform. Dies betrifft jedoch nicht die dachinstallierten PV-Kleinanlagen.

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11 Neues EEG ab 2013 (für alle Anlagen-Größen) Kappung auf max. 60% Nennleistung bedeutet: (1) Schalter, Jahresertrag ca. 8% vermindert (2) Ost- oder West-Ausrichtung (3) nicht optimaler Neigungswinkel (4) privater Stromverkauf (in Spitzenstunden) (5) min. 40% Eigenverbrauch = Stromspeicher (6) Verzicht auf Netzeinspeisung?

12 Die EEG-Reform von 2013 Für Netzeinspeise - Anlagen jeder Größe (auch < 1,0 kwp) wird ein Einspeise- Energiemanagement gefordert derart, dass die eingespeiste Leistung der Anlage nicht überschreitet. 60% / 70% der Nennleistung Grund: Netzüberlastung in hellen Sommer-Mittagsstunden Abhilfe: (1) automatische Begrenzung durch Netzeinspeise-Wechselrichter (2) Eigenverbrauch (ca. 11 kwh/d, 35% direkt, Rest über Akku) (3) Spitzen speichern, nachts Einspeisen ( 0,35 /kwh vs. 0,12 /kwh) (4) EVU setzt Schalter (auf Kosten des Eigentümers) (5) Eigen-Vermarktung des Solarstroms (6) Nicht-optimale Orientierung oder Neigung der PV-Module Achtung: Bei Nicht-Beachtung kann das EVU die Zahlung der Einspeise-Vergütung verweigern.

13 Prof. Quaschning HTW Berlin: Optimale Dimensionierung von PV-Speichersystemen Tabelle 1: Szenario der zukünftigen Kostenentwicklung, das den Berechnungen zugrunde gelegt wurde. heute kurzfristig mittelfristig langfristig PV-Systemkosten in /kwp (brutto) Batteriespeicherkosten in /kwh (brutto) Einspeisevergütung in ct/kwh Erzeuger-Kosten heute kurz mittel lang PV 4,2 kwp Akku 7,2 kwh Jahre erzeugte kwh abzgl. Förderung s.o Selbstkosten, o.kapital 0,35 0,20 0,15 0,11 /kwh Fazit: Die Erzeuger-Kosten für Solarstrom sind durch den Zwang, Akku-Speicher zu installieren, von 0,12 0,15 /kwh auf 0,30 0,35 /kwh gestiegen.

14 8 wartungsfreie Blockbatterien 6 OPzV 420 Nenn-Kapazität 20,2 kwh (C100, 48 Vdc) Nutz-Kapazität = 47% von C10 = 7,4 kwh Lebensdauer 3000 Zyklen (ca. 10 Jahre?!) Preis ca incl. MWSt Power-Router incl. Batterie-Management ca incl. MWSt (Insel- und Netzenspeise-Wechselrichter, Laderegler etc) Sonst. Elektronik ca Speichersystem, gesamt ca / kwh nutz

15 Speichertechnologien sind ein wichtiger Schlüssel für eine nachhaltig prosperierende Entwicklung im PV-Bereich ja, aber: a) für saisonale Stromspeicherung ( Einstrahlung Sommer : Winter = 8:1) fehlt derzeit noch jede Technologie b) Akku-Speicher für Eigenbedarfs-Deckung = wesentliche Verteuerung ( Preis 0,10 0,15 auf 0,30 0,35 /kwh) = Pb-Akku: rasche Entladung technologisch delikat (C100 auf C10) = begrenzte Zyclenzahl je nach Entladetiefe (Nutz-Kapazität 50%) = LiFePo wird z.t. die Marktreife abgesprochen = Lade-/Entladetechnik (Elektronik) wichtig Energiemanagement = Planung (Kosten/Nutzen-Optimierung) Akku-System ist schwierig c) das Netz wäre ein idealer E-Speicher (Kooperation mit EVU s??) Gutachten H.Böll-Stiftung: noch 20 Jahre ohne Akku s möglich Abhilfe: das SUNRUN-Konzept?? Einigung für PVT-Anlagen?? d) Für Solarwärme sind Erde & Luft geeignete Speicher (funktioniert aber nur mit Wärmepumpe)

16 Eigenbedarfsdeckung kwh/a 4,200 kwp kwh/a Ernte 850 0,28 0,13 0,28 Verbrauch Verbrauch 1044 Wh/m².a ein PV-Ernte Einspar diff. an Netz von Netz % incl 100 HE Berlin pro m² 850 kwh 0,28 /kwh Bedarf-Ernte Abrechnung Winter-Kauf Strom Strom ca % kwh/monat /a aus EEG ohne WP kwh/mt kwh/monat Einstrahl Einstrahl kwh/monat Januar 9, , ,4 19,99-314,0-87,92 Februar 9, , ,1 29,99-261,9-73,33 März 8, , ,9 69,97-115,0-32,20 April 8, , ,7 91,84 64,7 8,41 Mai 7, , ,5 89,54 215,7 28,04 Juni 7, , ,5 86,10 228,0 29,64 Juli 7, , ,8 84,95 196,4 25,53 August 7, , ,8 86,10 192,3 25,00 Sept 7, , ,3 90,69-2,6-0,73 Oktober 8, , ,5 49,98-170,0-47,60 Nov 8, , ,1 29,99-257,8-72,18 Dez 9, , ,4 19,99-305,8-85,62 gesamt 100, ,00 100, ,14-530,00 116,62-399,59 PV-Erzeug, ges 3.570,0 alte Stromrechnung /a 1.148,00 an Netz 897 kwh/a Bedarf, ges 4.100,0 neue Stromrechnung /a 282,97 von Netz kwh/a Reduktion um % 75,4 Eigen- Erzeugung kwh/a Fazit: mit PV sinkt die Stromrechnung um 75%... aber

17 20-Jahres-Rechnung PV, Bertriebs- plus Investitionskosten (ohne Kapitalkosten) Ohne PV kosten Netzstrom ct/kwh Jahresrechnung Netz 4100 kwh/a in Gesamt-Kosten in 20 Jahren Mit PV, ohne Förderung Jahresrechnung Netz 1427 kwh in Kosten Netzstrom 20 J in /kwp Invest-Kosten 4,2 kwp PV-System /kwh Invest-Kosten 7,2 kwh Akku-System Gesamt-Kosten in 20 Jahren Mit optimiertem PV und Förderung Jahresrechnung Netz 1427 kwh in Einspeisevergütung 0,12 /kwh in 20 J Kosten Netzstrom 20 J in /kwp Invest-Kosten 4,2 kwp PV-System /kwh Invest-Kosten 7,2 kwh Akku-System Speicher-Förderung Gesamt-Kosten in 20 Jahren Fazit: normale PV-Systeme sind derzeit (2014) ein Verlustgeschäft optimierte Systeme incl. Förderung sind akzeptabel

18 Thema: PV-Installationspraxis Erfahrungen und Perspektiven Frage: welche Rahmenbedingungen sind ein zu halten, um mit einer Solaranlage glücklich zu werden Antwort: mit einer normalen PV-Dachanlage wird, nach den Änderungen des EEG in 2013 (Kappung der Ertragsspitzen = Akku-Installation) und 2014 (weitere Absenkung der Einspeisevergütung) niemand mehr glücklich. Verstärkte Zertifizierung und erhöhte Qualitätsansprüche vermindern die Problematik nicht (mit 25 Jahren Leistungsgarantie ist der PV-Bereich qualitativ bereits ungewöhnlich hoch abgesichert). Um das zukünftige Werteversprechen Energiesparen zu erfüllen, bleibt nur ein Weg PV und Thermie kombinieren = Hinzunahme der Solarthermie (a) die Kombination rechnet sich (b) Wärme ist fast 90% des Energiebedarfs

19 Solarthermie the underestimated market in 2011 wurden etwa doppelt so viele solarthermische Anlagen wie PV-Anlagen auf deutsche Dächer montiert

20 Zubau Anlagen mit insges. 0, 714 GWth und 1,02 Mill m²

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22 20-Jahres-Rechnung PVT-Dach 50m², Bertriebs- + Investkosten (ohne Verzinsung) Ohne PV kosten Netzstrom ct/kwh kosten Gas ct/kwh Jahresrechnung Strom 4000 kwh/a in Jahresrechnung Gas kwh/a in Invest-Kosten Heizung+WW in Gesamt-Kosten in 20 Jahren % 100% Mit optimiertem PV und Förderung EEG-Vergütungssatz pro kwh 0,12 0,11 0,08 0,06 Jahresrechnung Netz 1427 kwh in Einspeisevergütung 0,12 /kwh in 20 J Kosten norm. Netzstrom 20 J in Kosten strom WP-Tarif 20 J in Invest-Kosten 50 m² PVT-Dach Invest-Kosten 10 kw S/W Wärmepumpe Sonst. Investkosten incl. 7,4 kwh Akku Akku, Thermie und Wp-Förderung Gesamt-Kosten in 20 Jahren ,50% 65% 63% 60% Fazit: ein PVT-System spart innerhalb 20 Jahren 35% der Kosten für Strom und Wärme.

23 Warum Hybridisierung PV mit Thermie? - nur so rechnet sich Solar (auch ohne Förderung) - ca. 90% vom Energiebedarf ist Wärme - der PVT ist zugleich Dacheindeckung - Klimaziele sind nur mit Thermie erreichbar - die Koop mit den EVU s wird erleichtert (mit elektrischer WP) - F&E für PVT-Systeme ist weitgehend abgeschlossen - kein Start bei null: Anlagen in der Markt für PV plus Thermie (innovatives Heizen) ist enorm Wer weckt den schlafenden Riesen?

24 Das Geschäftsmodell der SUNRUN Inc., CA (USA) Sunrun finanziert, installiert und betreibt die Aufdachanlagen, die Bewohner kaufen dann den erzeugten Strom zu günstigen Konditionen. Nach Angaben der (norwegischen) REC Solar ASA werde Sunrun Inc (USA) im Jahr 2015 zwischen 50 und 100 Megawatt des Modultyps»Peak Energy«(made in Singapore) kaufen. Photon Newsletter Wirtschaft vom

25 Solartechnik 2014, kleine Dach-Anlagen: PV rechnet sich nicht(mehr) Die Lösung des Problems: (a) Energiespeicher optimieren, Managementsysteme für Eigenverbrauch und Einspeisung entwickeln (b)pv und Thermie zusammenfügen, solare Baumaterialien statt Standardmodule (c)das SUNRUN-Konzept realisieren Rahmenbedingungen schaffen: Akteure an einen Tisch ein riesiger neuer Markt. wer wird ihn erschließen? vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit