Kurzbericht. Wirtschaftlichkeit von PV-Anlagen. im Auftrag der Stadt Freiburg im Breisgau. Stand:

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1 EGS-plan Ingenieurgesellschaft für Energie-, Gebäude- und Solartechnik mbh Kurzbericht im Auftrag der Stadt Freiburg im Breisgau Projektleitung: Bearbeitung: M.Sc. Tobias Nusser M.Sc. Philipp Kofler Stand: Gropiusplatz 10. D Stuttgart Tel Fax NordLB Braunschweig. BLZ Kto.-Nr IBAN-Nr. DE BIC-/SWIFT-Code: NOLADE 2HXXX Ust.-IdNr. DE Registergericht Stuttgart. HRB Geschäftsführer: Dipl.-Ing. Jörg Baumgärtner Dr.-Ing. Boris Mahler Direktor: Univ. Prof. Dr.-Ing. M. Norbert Fisch

2 Auftraggeber / Bauherr Stadt Freiburg im Breisgau Umweltschutzamt Talstraße Freiburg im Breisgau Tel Fax freesun@stadt.freiburg.de Auftragnehmer EGS-Plan Ingenieurgesellschaft für Energie-, Gebäude- und Solartechnik mbh Gropiusplatz Stuttgart Tel Fax info@egs-plan.de Projektleitung Bearbeitung M.Sc. Tobias Nusser M.Sc. Philipp Kofler Seite 2 von 52

3 Inhaltsverzeichnis 1 Einleitung 4 2 Randbedingungen Gebäudetypen Lokale Stromerzeugung, Stromspeicherung und Eigenstromnutzung Bestimmung der Stromerträge der PV-Anlagen Berücksichtigung der Degradation der PV-Anlagen Auslegung der Stromspeicher Strombedarfsprofile Strombedarf Einfamilienhaus Strombedarf Mehrfamilienhaus 7 3 Methodik Variantenübersicht Bilanzierung und Wirtschaftlichkeitsberechnung 10 4 Ergebnisse Strombilanzen Strombilanzen Typgebäude EFH Strombilanzen Typgebäude MFH 13 5 Wirtschaftlichkeitsbetrachtung Randbedingungen der Wirtschaftlichkeit Kennzahlen der Wirtschaftlichkeit Wirtschaftlichkeit der Varianten Typgebäude EFH Wirtschaftlichkeit der Varianten Typgebäude MFH 22 6 Sensitivitätsanalyse Verringerung der Investitionskosten Verringerung der Speicherkosten Änderung des Eigennutzungsgrads Änderung des PV-Ertrags 37 7 Fazit 39 Anhang 40 Energiebilanzen: Tabellarische Zusammenfassung 41 Wirtschaftlichkeitsbetrachtung: Tabellarische Zusammenfassung 43 Sensitivitätsanalyse: Reduktion der Investitionskosten Tab. Zusammenfassung 45 Sensitivitätsanalyse: Reduktion der Speicherkosten Tab. Zusammenfassung 47 Sensitivitätsanalyse: Änderung des Eigennutzungsgrads Tab. Zusammenfassung 49 Sensitivitätsanalyse: Änderung der Orientierung - Tabellarische Zusammenfassung 51 Seite 3 von 52

4 1 Einleitung In dieser Studie wird ermittelt, für welche Wohn-Gebäudetypen und mit welchen Betreibermodellen Photovoltaik-Anlagen in Freiburg i.b. unter aktuellen Randbedingungen wirtschaftlich in Freiburg i.b. betrieben werden können. Zu diesem Zweck wurden in einem ersten Schritt die Rahmenbedingungen der Studie im Austausch zwischen Auftraggeber und EGS-plan festgelegt. Diese Rahmenbedingungen beziehen sich auf die untersuchten Gebäudetypen (Typgebäude Einfamilienhaus EFH und Mehrfamilienhaus MFH) sowie die dort vorhandenen Strombedarfe zur Bestimmung der Eigennutzungsgrade. Der Einfluss unterschiedlicher Betreibermodelle auf Eigennutzungsgrade und Wirtschaftlichkeit wird durch die Untersuchung eines Mieterstrommodells im Typgebäude MFH untersucht. Hier ist der Immobilienbesitzer und Betreiber der PV-Anlage nicht alleiniger Nutzer des lokal erzeugten PV-Stroms, sondern die Mieter des MFH beziehen ebenfalls einen Teil davon als sogenannte Direktlieferung und decken damit einen Teil des vorhandenen Strombedarfs. Für die beiden Typgebäude werden verschieden groß dimensionierte PV-Anlagen berücksichtigt, um die anlagenspezifische Einordnung im EEG und die daraus folgenden unterschiedlichen Regelungen bzgl. EEG-Umlage zu berücksichtigen. Ebenso untersucht wird der Einsatz von Batteriespeichern, welche eine Steigerung der Eigennutzungsgrade verfolgen und die beeinflussen. Als Ergebnis dieser Studie liegen schließlich unterschiedliche Bewertungskennzahlen für die am Standort Freiburg i.b. vor, welche auf der Grundlage standortbezogener, energetischer Simulationen der PV-Stromerzeugung und einer stundengenauen Jahres-Bilanzierung des Strombedarfs der Typgebäude mit der lokalen Stromerzeugung durchgeführt wurden. Die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung orientiert sich an der VDI-Richtlinie 2067 und die zugrunde liegenden Daten entsprechen aktuellen Investitionskosten für PV-Anlagen, aktuellen Kostenstrukturen für den Einkauf von Strom sowie den Rahmenbedingungen des EEG. Ebenfalls berücksichtigt werden verfügbare Förderprogramme für den Einsatz von Batteriespeichern. Seite 4 von 52

5 2 Randbedingungen 2.1 Gebäudetypen Als Gebäude werden die für das Energiekonzept Freiburg Dietenbach untersuchten Typgebäude Einfamilienhaus (EFH) und Mehrfamilienhaus (MFH) verwendet. Es wird dabei eine bauliche Ausführung der Gebäude nach den energetischen Anforderungen der geltenden EnEV 2016 angenommen. Für die Lüftung der Gebäude wird der Einsatz einer Lüftungsanlage mit Wärmerückgewinnung (mwrg) angenommen. Der Betrieb dieser Lüftungsanlagen beschränkt sich in erster Linie auf die Monate Oktober bis Mai. Abbildung 1 und Abbildung 2 zeigen Ansichten der Typgebäude Einfamilienhaus und Mehrfamilienhaus und listen einige wichtige Kennzahlen der Gebäude auf. Beide Typgebäude weisen ein um 10 geneigtes Pultdach auf. Die Orientierung der Gebäude weicht vom Süden um 15 nach Westen ab. Hiernach richten sich auch die Orientierung und Neigung der PV-Anlagen. Abbildung 1. Ansichten und Kennzahlen des Typgebäudes Einfamilienhaus (EFH) Abbildung 2. Ansichten und Kennzahlen des Typgebäudes Mehrfamilienhaus (MFH) 2.2 Lokale Stromerzeugung, Stromspeicherung und Eigenstromnutzung Für beide Typgebäude werden unter Berücksichtigung der vorhandenen Flächenpotentiale verschiedene PV-Anlagengrößen zur lokalen Stromerzeugung untersucht. Während für das Typgebäude EFH Aufdachanlagen mit etwa 5 kwp und 12 kwp untersucht werden, werden für das Typgebäude MFH Aufdachanlagen mit etwa 9,9 kwp und 60 kwp untersucht, welche jeweils allein oder mit einer fassadenintegrierten PV-Anlage mit etwa 32,7 kwp kombiniert werden. Seite 5 von 52

6 Für die Nutzung des PV-Stroms werden ebenfalls unterschiedliche Szenarien analysiert. Für jede Anlagengröße wird eine 100%-ige Netzeinspeisung betrachtet sowie unterschiedliche Szenarien, in welchen ein Anteil des lokal erzeugten Stroms direkt im Gebäude verbraucht wird (sogenannte Strom-Eigennutzung). Zu diesem Zweck wurden für die Typgebäude verschiedene Strombedarfsprofile erzeugt. Diese Strombedarfsprofile werden im Abschnitt 2.3 näher beschrieben. Des Weiteren wird der Einfluss des Einsatzes eines Stromspeichers untersucht, welcher zu einer Steigerung des selbst genutzten Stroms führt (Eigennutzungsgrad) Bestimmung der Stromerträge der PV-Anlagen Zur Bestimmung der Stromerträge der PV-Anlagen wurden Simulationen mit Hilfe der Software PV*SOL premium 2016 (R6) der Firma Valentin Software GmbH durchgeführt. Dieses Simulationsprogramm berechnet den Ertrag einer PV-Anlage im Verlauf eines Jahres unter Berücksichtigung der Anlagengröße, -konfiguration, -orientierung, -neigung und der standortabhängigen Wetter- und Strahlungsbedingungen stundengenau. Als Standortdaten werden die durchschnittlichen Klimadaten für Freiburg im Breisgau aus den Jahren berücksichtigt. Hier ist eine jährliche Globalstrahlung auf die horizontale Fläche von kwh/m² hinterlegt. Für die PV-Anlagen wurden Komponenten ausgewählt die dem derzeitigen Stand der Technik entsprechen. Tabelle 1 listet neben einigen wichtigen Komponentendaten die untersuchten PV-Anlagengrößen und deren Jahreserträge auf. Komponente PV-Modul Wechselrichter Hersteller Yingli Solar SMA Solar Technology AG Modell YL270-30b_IEC_ Sunny Tripower (Si monokristallin) Nennleistung 270 W Angepasst an Nennleistung PV PV-Anlage Anzahl Module Nennleistung Fläche Einstrahlung auf Module Jahresertrag 5 kwp 19 5,13 kwp 31,0 m² kwh/m² kwh 9,9 kwp 37 9,99 kwp 60,4 m² kwh/m² kwh 12 kwp 45 12,15 kwp 73,5 m² kwh/m² kwh 60 kwp ,21 kwp 364,3 m² kwh/m² kwh 32,7 kwp ,66 kwp 197,4 m² 840 kwh/m² kwh Tabelle 1: Übersicht über Komponenten und Größe der untersuchten PV-Anlagen Berücksichtigung der Degradation der PV-Anlagen Im Rahmen dieser Studie wird angenommen, dass die Leistungsfähigkeit der PV-Anlagen bzw. deren Ertrag jährlich um 0,4 % sinkt. Der Strombedarf in den Gebäuden wird als konstant über den gesamten Betrachtungszeitraum angenommen Auslegung der Stromspeicher Die Speicherkapazität der Stromspeicher in den unterschiedlichen Varianten wurde mit Blick auf eine wirtschaftlich sinnvolle Steigerung des Eigennutzungsgrades dimensioniert. D.h., dass berücksichtigt wurde, dass mit steigender Speicherkapazität der Zugewinn an weiterer Seite 6 von 52

7 Eigenstromnutzung sinkt und damit auch die Wirtschaftlichkeit einer Investition in zusätzliche Speicherkapazität. Die ausgewählte Speicherkapazität in den verschiedenen Varianten kann aus der Tabelle 3 entnommen werden. 2.3 Strombedarfsprofile Für die durchgeführte Studie wurden für die beiden Typgebäude verschiedene Nutzungen des lokal erzeugten PV-Stroms betrachtet. Neben der vollständigen Einspeisung des PV- Stroms im Rahmen des EEG wurde die lokale Nutzung des PV-Stroms (Eigennutzung) bei unterschiedlichen Strombedarfsprofilen untersucht, welche die erreichbaren Eigennutzungsgrade und folglich die beeinflussen Strombedarf Einfamilienhaus Für das Typgebäude EFH wurden zwei Strombedarfsstrukturen untersucht. Im ersten Bedarfsszenario besteht ein reiner Nutzerstrombedarf (NS) für Haushaltsgeräte und Hilfsstrom zum Betrieb von Lüftung und Heizung. Das stündlich aufgelöste Bedarfsprofil entspricht dem VDEW-Lastprofil H0 und der jährliche Nutzerstrombedarf im Typgebäude EFH beträgt etwa kwh/a (Haushaltsstrom kwh/a, Lüftung kwh/a, Hilfsstrom 570 kwh/a). Im zweiten Bedarfsszenario des Typgebäudes EFH wird zum oben genannten Nutzerstrom ein zusätzlicher Strombedarf zum Betrieb einer Wärmepumpe (WP) betrachtet, welche zur Bereitstellung von Warmwasser und Raumheizung eingesetzt wird 1. Das stündlich aufgelöste Bedarfsprofil wurde durch eine Bilanzierung des Warmwasser- und Heizungsbedarfs des Typgebäudes und den Betriebs- und Effizienzkennzahlen einer Wärmepumpe nach dem aktuellen Stand der Technik ermittelt. Der so resultierende Strombedarf zum Wärmepumpenbetrieb beträgt etwa kwh/a. Tabelle 2 stellt die verschiedenen Strombedarfe übersichtlich dar. Für die Bestimmung der im Typgebäude EFH wird in dieser Studie angenommen, dass der Betreiber der PV-Anlage und des Gebäudes personenidentisch ist, sodass die lokale Nutzung von PV-Strom zur Deckung des Allgemeinund Wärmepumpenstroms als direkter Eigenverbrauch gewertet werden kann Strombedarf Mehrfamilienhaus Für das Typgebäude MFH wurden drei Strombedarfsstrukturen untersucht. Im ersten Strombedarfsszenario wird lediglich der Allgemeinstrombedarf (AS) betrachtet. Dieser beinhaltet den Strombedarf für Treppenhausbeleuchtung, Fahrstuhlbetrieb und Hilfsstrom für den Heizungsbetrieb und beläuft sich auf etwa kwh/a. Im zweiten Bedarfsszenario des Typgebäudes MFH wird zum oben genannten Allgemeinstrombedarf ein zusätzlicher Strombedarf zum Betrieb einer Wärmepumpe (WP) betrachtet, welche zur Bereitstellung von Warmwasser und Raumheizung eingesetzt wird 1. 1 Im Rahmen dieser Studie wird nicht die Wirtschaftlichkeit des Einsatzes von Wärmepumpen zur Bereitstellung von Warmwasser und Heizungswärme im Vergleich zu anderen Wärmeversorgungssystemen bewertet, sondern die für unterschiedliche Strombedarfsszenarien. Seite 7 von 52

8 Das stündlich aufgelöste Bedarfsprofil wurde durch eine Bilanzierung des Warmwasser- und Heizungsbedarfs des Typgebäudes und den Betriebs- und Effizienzkennzahlen einer Wärmepumpe nach dem aktuellen Stand der Technik ermittelt. Der so resultierende Strombedarf zum Wärmepumpenbetrieb beträgt etwa kwh/a. Im dritten Bedarfsszenario des Typgebäudes MFH wird neben dem Allgemein- und Wärmepumpenstrombedarf auch der Strombedarf in den Wohnungen des MFH betrachtet. Dieser, als Mieterstrombedarf (MS) bezeichnete Bedarf, beinhaltet neben dem Strombedarf für Haushaltsgeräte etc. auch den Strombedarf zum Betrieb der dezentralen Lüftungsgeräte in den Wohnungen des Typgebäudes. Er beträgt etwa kwh/a (Haushaltsstrom kwh/a, Lüftung kwh/a). Tabelle 2 stellt die verschiedenen Strombedarfe übersichtlich dar. Für die Bestimmung der im Typgebäude MFH wird in dieser Studie angenommen, dass der Betreiber der PV-Anlage und des Gebäudes personenidentisch ist, sodass die lokale Nutzung von PV-Strom zur Deckung des Allgemeinund Wärmepumpenstroms als direkter Eigenverbrauch gewertet werden kann. Die lokale Nutzung von PV-Strom zur anteiligen Deckung des Mieterstroms wird hingegen als ein Direktvermarktungsverhältnis zwischen PV-Anlagenbetreiber und Mietern betrachtet 2. Somit wird auch der Einfluss unterschiedlicher Betreibermodelle auf die Wirtschaftlichkeit von PV- Anlagen untersucht. Gebäudetyp Strombedarf für Abkürzung Summe Strombedarf EFH Nutzerstrom NS kwh/a EFH Nutzerstrom und Wärmepumpenstrom NS + WP kwh/a kwh/a Summe: kwh/a MFH Allgemeinstrom AS kwh/a MFH MFH Allgemeinstrom und Wärmepumpenstrom Allgemeinstrom, Wärmepumpenstrom und Mieterstrom AS + WP AS, WP + MS kwh/a kwh/a Summe: kwh/a kwh/a kwh/a kwh/a Summe: kwh/a Tabelle 2: Übersicht über Strombedarfe in den untersuchten Varianten (NS = Nutzerstrom; WP = Wärmepumpenstrom; AS = Allgemeinstrom; MS = Mieterstrom) 2 Annahme: Entsprechend der Verordnungsermächtigung 95 Nr. 2 EEG 2017 sollen Mieterstrommodelle, welche grundsätzlich einem Direktvermarktungsverhältnis zwischen Mietern und PV-Anlagenbetreiber entsprechen, zukünftig mit Eigenverbrauchsmodellen gleichgesetzt werden und einer verringerten EEG-Umlage unterliegen. Die Umsetzung dieser Verordnungsermächtigung wird in dieser Studie angenommen. Seite 8 von 52

9 3 Methodik 3.1 Variantenübersicht Aus der Kombination der genannten Strombedarfsprofile, der PV-Anlagengrößen und Stromspeicherkapazitäten ergeben sich für die durchgeführte Studie 48 Varianten (V) (12 Varianten für das Typgebäude EFH und 36 für MFH). Zur Bewertung der Wirtschaftlichkeit dieser Varianten sind weitere fünf sogenannte Referenzvarianten (VR) notwendig. Diese stellen den Ausgangspunkt für eine Investitionsentscheidung in PV dar und werden durch die untersuchten Strom-Bedarfsszenarien in den Typgebäuden definiert. Der Strombedarf der Referenzvarianten wird ausschließlich durch Strombezug aus dem öffentlichen Netz gedeckt. Tabelle 3 listet alle Varianten und deren Eigenschaften auf. Variante Gebäude PV-Anlage Dach PV-Anlage Fassade Strombedarf Nutzung des PV-Stroms Speichergröße VR1 EFH - - NS - - VR2 EFH - - NS + WP - - VR3 MFH - - AS - - VR4 MFH - - AS + WP - - VR5 MFH - - AS, WP + MS - - V01 EFH 5 kwp - NS ne - V02 EFH 5 kwp - NS EV - V03 EFH 5 kwp - NS EV 5 kwh V04 EFH 5 kwp - NS + WP ne - V05 EFH 5 kwp - NS + WP EV - V06 EFH 5 kwp - NS + WP EV 5 kwh V07 EFH 12 kwp - NS ne - V08 EFH 12 kwp - NS EV - V09 EFH 12 kwp - NS EV 5 kwh V10 EFH 12 kwp - NS + WP ne - V11 EFH 12 kwp - NS + WP EV - V12 EFH 12 kwp - NS + WP EV 5 kwh V13 MFH 9,9 kwp - AS ne - V14 MFH 9,9 kwp - AS EV - V15 MFH 9,9 kwp - AS EV 10 kwh V16 MFH 9,9 kwp - AS + WP ne - V17 MFH 9,9 kwp - AS + WP EV - V18 MFH 9,9 kwp - AS + WP EV 10 kwh V19 MFH 9,9 kwp - AS, WP + MS ne - V20 MFH 9,9 kwp - AS, WP + MS EV - V21 MFH 9,9 kwp - AS, WP + MS EV 10 kwh Seite 9 von 52

10 Variante Gebäude PV-Anlage Dach PV-Anlage Fassade Strombedarf Nutzung des PV-Stroms Speichergröße V22 MFH 9,9 kwp 32,7 kwp AS ne - V23 MFH 9,9 kwp 32,7 kwp AS EV - V24 MFH 9,9 kwp 32,7 kwp AS EV 10 kwh V25 MFH 9,9 kwp 32,7 kwp AS + WP ne - V26 MFH 9,9 kwp 32,7 kwp AS + WP EV - V27 MFH 9,9 kwp 32,7 kwp AS + WP EV 10 kwh V28 MFH 9,9 kwp 32,7 kwp AS, WP + MS ne - V29 MFH 9,9 kwp 32,7 kwp AS, WP + MS EV - V30 MFH 9,9 kwp 32,7 kwp AS, WP + MS EV 10 kwh V31 MFH 60 kwp - AS ne - V32 MFH 60 kwp - AS EV - V33 MFH 60 kwp - AS EV 10 kwh V34 MFH 60 kwp - AS + WP ne - V35 MFH 60 kwp - AS + WP EV - V36 MFH 60 kwp - AS + WP EV 20 kwh V37 MFH 60 kwp - AS, WP + MS ne - V38 MFH 60 kwp - AS, WP + MS EV - V39 MFH 60 kwp - AS, WP + MS EV 20 kwh V40 MFH 60 kwp 32,7 kwp AS ne - V41 MFH 60 kwp 32,7 kwp AS EV - V42 MFH 60 kwp 32,7 kwp AS EV 10 kwh V43 MFH 60 kwp 32,7 kwp AS + WP ne - V44 MFH 60 kwp 32,7 kwp AS + WP EV - V45 MFH 60 kwp 32,7 kwp AS + WP EV 20 kwh V46 MFH 60 kwp 32,7 kwp AS, WP + MS ne - V47 MFH 60 kwp 32,7 kwp AS, WP + MS EV - V48 MFH 60 kwp 32,7 kwp AS, WP + MS EV 20 kwh Tabelle 3: Variantenübersicht (EFH = Einfamilienhaus; MFH = Mehrfamilienhaus; NS = Nutzerstrom; WP = Wärmepumpenstrom; AS = Allgemeinstrom; MS = Mieterstrom; ne = nur Einspeisung; EV = Eigenverbrauch) 3.2 Bilanzierung und Wirtschaftlichkeitsberechnung Die Bilanzierung von Strombedarf und -erzeugung für jede einzelne Variante erfolgt anhand stündlicher Werte. Unter Betrachtung der auftretenden Strombedarfe, der lokalen Stromerzeugung durch PV und dem Ladezustand des ggf. vorhandenen Stromspeichers wird für jede Stunde eines Jahres der Bedarf an zusätzlichem Strombezug aus dem Netz oder der Überschuss an eigenerzeugtem Strom und somit die ins Netz eingespeiste Strommenge bestimmt. Durch die berücksichtigte Degradation der PV-Anlagen ändert sich das Bilanzierungsergebnis für jedes betrachtete Jahr. Dem wird in der Studie durch die Seite 10 von 52

11 Bilanzierung von insgesamt 20 Jahren (entsprechend dem gewählten Betrachtungszeitraum für die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung) Rechnung getragen. Die Be- und Entladung der ggf. vorhandenen Stromspeicher wird in der Bilanzierung folgendermaßen abgebildet: Vorrangig wird der lokal erzeugte PV-Strom zur Eigenversorgung des Strombedarfs verwendet. Ist die lokale Stromerzeugung höher als der Eigenbedarf, wird der Stromspeicher bis zum Erreichen der maximalen Speicherkapazität beladen. Weiterhin vorhandene PV-Stromerzeugung wird in das öffentliche Netz eingespeist. Die Entladung der Stromspeicher erfolgt dann, wenn der Strombedarf die lokale Stromerzeugung aus PV übersteigt, sodass der Strombezug aus dem Netz möglichst vermieden bzw. verzögert wird. Für die Entladung der Stromspeicher wurde ein Mindestladezustand der Batteriespeicher von 30 % der Speicherkapazität berücksichtigt, unter welche die Speicher nicht entladen werden (z.b. für Speicher mit 10 kwh Speicherkapazität beträgt der Mindestladezustand also 3 kwh). Aus den so berechneten Strombilanzen werden für jedes Jahr die beiden Kennwerte Eigennutzungsgrad (ENG) und Eigenversorgungsgrad (EVG) abgeleitet. Der Kennwert ENG beziffert jenen Anteil des lokal erzeugten PV-Stroms, welcher selbst lokal verbraucht wird. Ein ENG von 100 % besagt also, dass sämtlicher lokal erzeugter Strom selbst verbraucht wird und keine Einspeisung in das öffentliche Netz erfolgt. Es ist dabei zu beachten, dass mit dem Eigennutzungsgrad keine Aussage über den Strombezug aus dem öffentlichen Netz getroffen wird. Bei einem ENG von 100 % kann es einen Strombezug aus dem öffentlichen Netz zur Deckung des Gesamt-Strombedarfs geben. Der ENG berechnet sich folgendermaßen: = Der Kennwert Eigenversorgungsgrad EVG beschreibt hingegen das Verhältnis zwischen selbst genutzter, lokal erzeugter Strommenge und dem gesamten lokalen Strombedarf. Ein EVG von 100 % besagt, dass der lokale Strombedarf vollständig aus lokaler Erzeugung gedeckt wird und kein Strombezug über das öffentliche Netz erfolgt. Dabei kann es trotzdem eine Einspeisung von lokalen Stromüberschüssen in das öffentliche Netz geben. Der EVG berechnet sich folgendermaßen: = Gesamter Auf Basis der ermittelten stundengenauen Strombilanzen und den resultierenden Eigenverbrauchs-, Einspeise- und Bezugsmengen an Strom wurde die Wirtschaftlichkeit der einzelnen Varianten in Anlehnung an VDI-Richtlinie 2067 berechnet. Neben den laufenden Erlösen aus dem Stromverkauf und Kosten für Strombezug werden hier die anfänglichen Investitionen und jährlichen Aufwendungen für Instandhaltung, Wartung und Betrieb berücksichtigt. Als sonstige Kosten werden in dieser Betrachtung Kosten für EEG-Umlage und in den Varianten mit Mieterstrommodellen ein zusätzlicher Verwaltungs- und Abrechnungsaufwand berücksichtigt. Seite 11 von 52

12 4 Ergebnisse Strombilanzen In diesem Abschnitt wird auf die Ergebnisse der Strombilanzierung eingegangen und anhand ausgewählter Varianten werden die Ergebnisse beispielhaft grafisch dargestellt und erläutert. Eine tabellarische Zusammenstellung aller Ergebnisse findet sich im Anhang. 4.1 Strombilanzen Typgebäude EFH Das Ergebnis der Strombilanzierung für das Typgebäude EFH wird am Beispiel jener Varianten mit ausschließlichem Nutzerstrombedarf d.h. ohne Wärmepumpe erläutert (Referenzvariante VR1, Varianten 01 bis 03 und 07 bis 09) und in Abbildung 3 dargestellt. Sichtbar wird der charakteristische Verlauf von Eigennutzungsgrad (ENG) und Eigenversorgungsgrad (EVG) (abzulesen in % auf der rechten Ordinatenachse). Während der ENG bei konstantem Strombedarf mit steigender PV-Anlagengröße sinkt (vgl. z.b. V02 mit V08, Senkung ENG von 32,2 % auf 15,1 %) steigt der EVG entsprechend (vgl. z.b. V02 mit V08, Steigerung EVG von 39,9 % auf 45,2 %). Der Einsatz eines Stromspeichers führt hingegen zu einer Steigerung beider Kennzahlen (vgl. z.b. V08 mit V09, Steigerung ENG von 15,1 % auf 23,9 % und Steigerung des EVG von 45,2 % auf 71,5 %). Für die Referenzvariante (keine PV-Anlage) und die Varianten V01 und V07 (nur Einspeisung ne, keine Strom-Eigennutzung) betragen die Kennzahlen ENG und EVG definitionsgemäß 0 %. Abbildung 3: Strombilanzen der EFH-Varianten mit Nutzerstrombedarf Auf der linken Ordinatenachse können die, als Balken dargestellten, Energiemengen aus der Bilanzierung abgelesen werden, aus welchen wiederum die Kennzahlen ENG und EVG abgeleitet werden. Negativ dargestellt werden dabei die ins öffentliche Netz eingespeisten Seite 12 von 52

13 Strommengen aus den PV-Anlagen. Als positive Werte werden der Strombedarf in Abhängigkeit der Nutzungsart (Nutzerstrom NS) und der Bezugsquelle dargestellt. Hier wird zwischen Eigenverbrauch PV (direkte lokale Nutzung des lokal erzeugten PV-Stroms), Aus Speicher (lokale Nutzung von lokal erzeugtem und zwischengespeicherten PV-Strom) und Netzbezug unterschieden. 4.2 Strombilanzen Typgebäude MFH Das Ergebnis der Strombilanzierung für das Typgebäude MFH wird am Beispiel jener Varianten mit Strombedarf für Allgemein-, Wärmepumpen- und Mieterstrom erläutert und in Abbildung 4 dargestellt. Die Beobachtungen in Bezug auf EVG und ENG entsprechen denen vom Typgebäude EFH. Der ENG sinkt bei gleichbleibendem Strombedarf und steigender PV-Anlagenleistung, während der EVG steigt. Der Einsatz eines Stromspeichers steigert den ENG von 35,0 % in der Variante V47 auf 40,2 % in der Variante V48 bzw. den EVG von 32,3 % (V47) auf 37,1 % (V48). Aus der Abbildung wird ebenfalls ersichtlich wie in Variante V20 ein sehr hoher ENG aufgrund der verhältnismäßig kleinen Anlagenleistung erreicht wird (ENG = 98,2 %) und der Einsatz eines zusätzlichen Stromspeichers nur eine Steigerung dieses Kennwerts um 1,7 %-Punkte ermöglicht (Steigerung ENG auf 99,9 %). Auf der linken Ordinatenachse wird der Strombedarf in Abhängigkeit von der Nutzung (Allgemeinstrom AS, Wärmepumpe WP und Mieterstrom MS) und Bezugsquelle als positive Werte dargestellt. Negativ wird die Stromeinspeisung in das öffentliche Netz dargestellt. Abbildung 4: Strombilanzen der EFH-Varianten mit PV-Anlagen von 92,7 kwp gesamt Seite 13 von 52

14 5 Wirtschaftlichkeitsbetrachtung In diesem Abschnitt wird auf die Randbedingungen, Kennzahlen und Ergebnisse der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung eingegangen. 5.1 Randbedingungen der Wirtschaftlichkeit Für die Berechnungen der Wirtschaftlichkeit in Anlehnung an VDI-Richtlinie 2067 wird eine Reihe von Annahmen getroffen. Die Ergebnisse werden anschließend inklusive der geltenden Mehrwertsteuer (MwSt.) von 19 % angegeben. Strombezugskosten 3 : Nutzung Grundpreis (netto) Arbeitspreis (netto) Nutzer-, Mieter-, Allgemeinstrom 9,75 /Monat 20,36 ct/kwh Wärmepumpenstrom 4,44 /Monat 16,27 ct/kwh Tabelle 4: Übersicht Strombezugskosten Investitionskosten 4 : Komponente PV-Dachanlage bis 12 kwp PV-Dachanlage 60 kwp PV-Fassadenanlage Stromspeicher Spezifische Kosten (netto) /kwp /kwp /kwp /kwh Tabelle 5: Spezifische Investitionskosten für PV-Anlagen und Speicher Inbetriebnahme der PV-Anlagen: Januar 2018 EEG-Vergütungssätze 5 : Anlagenleistung Vergütung (netto) Anlagenleistung Vergütung (netto) 5 kwp 12,3 ct/kwh 42,6 kwp 12,0 ct/kwh 9,9 kwp 12,3 ct/kwh 60 kwp 11,6 ct/kwh 12 kwp 12,2 ct/kwh 92,7 kwp 11,3 ct/kwh Tabelle 6: EEG-Vergütungssätze 3 Quelle: badenova AG & Co. KG, Tarife & Preise badenova Ökostrom PUR (Stand: Januar 2016) und Tarife & Preise badenova Ökostrom Wärme Solo/Wärmepumpe (Stand: Januar 2016) 4 Quelle: Erfahrungswerte EGS-plan 5 Quelle: EEG 2016, Vergütungssätze ab Januar 2017 und Annahme durch EGS-plan, dass diese bis Januar 2018 unverändert gültig sind Seite 14 von 52

15 Kosten für Instandsetzung, Wartung und Betrieb der PV-Anlagen: 2 % der Investitionskosten pro Jahr Kosten für Instandsetzung, Wartung und Betrieb der Stromspeicher: 1 % der Investitionskosten pro Jahr Mehraufwand für Zählung und Abrechnung für Varianten mit Mieterstrommodell: je Wohneinheit 40 /a EEG-Umlage Eigenverbrauch 6 : 0 % EEG-Umlage für Strom aus Erzeugungsanlagen kleiner 10 kw 40 % EEG-Umlage für Strom aus Erzeugungsanlagen ab 10 kw EEG-Umlage Direktvermarktung Mieterstrommodelle 7 : 0 % EEG-Umlage für Strom aus Erzeugungsanlagen kleiner 10 kw 40 % EEG-Umlage für Strom aus Erzeugungsanlagen ab 10 kw Diskontierungszinssatz: 2,0 % p.a. Preissteigerungsrate Strombezug: + 1,0 % p.a. Steigerungsrate der EEG-Umlage: 0,0 % p.a. Betrachtungszeitraum: 20 a 5.2 Kennzahlen der Wirtschaftlichkeit Zur Bewertung der Wirtschaftlichkeit der untersuchten Anlagenvarianten werden vier Kennzahlen ermittelt. Die Jahresgesamtkosten (JGK) (in /a) beziffern die entstehenden jährlichen Kosten der Varianten unter Berücksichtigung der Anfangsinvestition, aller laufenden Kosten (Instandsetzung, Wartung und Betrieb I,WuB), der Ausgaben für Stromeinkauf sowie die Erlöse durch die Einspeisung von Überschussstrom aus PV über den gesamten Betrachtungszeitraum. Zur Bewertung der Wirtschaftlichkeit auf Basis der JGK wird für jede Strombedarfsstruktur eine Referenzvariante entwickelt und deren JGK berechnet. In dieser Referenzvariante ist keine PV-Anlage vorhanden und der Strombedarf wird ausschließlich durch Netzbezug gedeckt. Liegen die JGK einer Variante über den JGK der Referenz ist diese Anlage nicht wirtschaftlich. Liegen sie darunter, bietet die Variante einen wirtschaftlichen Vorteil im Vergleich zum reinen Strombezug. Erreichen Varianten aufgrund hoher Erlöse im Vergleich zu den Kosten negative JGK, führen über den Betrachtungszeitraum zu monetären Gewinnen. Der äquivalente Strompreis (Mischpreis) beziffert jenen Strompreis (in ct/kwh), mit welchem der Strombedarf eines Gebäudes gedeckt werden kann und setzt sich aus den Stromgestehungskosten (bei vorhandener PV-Anlage) und den Strombezugskosten 6 Annahme: Gebäude- und PV-Anlagenbetreiber sind auch für MFH-Varianten personenidentisch, sodass die lokale Nutzung von PV-Strom zur Deckung des Allgemein- und Wärmepumpenstroms als direkter Eigenverbrauch gewertet werden kann. 7 Annahme: Entsprechend der Verordnungsermächtigung 95 Nr. 2 EEG 2017 sollen Mieterstrommodelle, welche grundsätzlich einem Direktvermarktungsverhältnis zwischen Mietern und PV-Anlagenbetreiber entsprechen, zukünftig mit Eigenverbrauchsmodellen gleichgesetzt werden und einer verringerten EEG-Umlage unterliegen. Die Umsetzung dieser Verordnungsermächtigung wird in dieser Studie angenommen. Seite 15 von 52

16 (bestehend aus Grund- und Arbeitspreis) zusammen. Aufgrund der Degradation der PV- Anlagen, der Steigerung der Strombezugskosten und weiterer variabler Faktoren ist der äquivalente Strompreis eine über die Zeit veränderliche Größe. Im Rahmen dieser Studie wird der äquivalente Strompreis für das erste Betriebsjahr der PV-Anlagen herangezogen. Die Bewertung der Wirtschaftlichkeit auf Basis des äquivalenten Strompreises erfolgt wie für die JGK im Vergleich zu einer Referenzvariante ohne PV-Anlage in welcher der Strombedarf ausschließlich durch Netzbezug gedeckt wird. Liegt der äquivalente Strompreis einer Variante mit PV-Anlage über jenem der Referenz ist diese Anlage nicht wirtschaftlich. Liegt er darunter, bietet die Variante einen wirtschaftlichen Vorteil zum reinen Strombezug. Der äquivalente Strompreis der Referenzvariante entspricht nicht dem Arbeitspreis aus dem Tarif des Grundversorgers badenova AG, da dieser einen Mischpreis darstellt, in welchen auch der Grundpreis einfließt. Der äquivalente Strompreis wird wie folgt berechnet: Ä"# $ = %ä '#+) ü ',,-./11+./11+)./11 ö./11./11 Die Stromgestehungskosten (in ct/kwh) beziffern die Gestehungskosten des PV-Stroms. In die Berechnung fließen die Investitions- und Instandhaltungskosten sowie die erzeugte Strommenge ein. Aufgrund der Degradation der PV-Anlagen über die Betriebszeit einer Anlage sind die Stromgestehungskosten eine über die Zeit veränderliche Größe. Im Rahmen dieser Studie werden die Stromgestehungskosten für das erste Betriebsjahr der PV-Anlagen betrachtet. Sie werden wie folgt berechnet: h= %ä #+) ü ',,-./11./11 Aus dem Vergleich der Stromgestehungskosten mit den Strombezugskosten kann die Wirtschaftlichkeit einer Eigenstromversorgung aus PV bewertet werden. Liegen die Stromgestehungskosten unterhalb der Strombezugskosten ist eine Eigenversorgung wirtschaftlich. Des Weiteren dienen die Stromgestehungskosten einer PV-Anlage als Vergleichsbasis mit anderen ggf. vorhandenen Technologien zur lokalen Stromerzeugung (Klein-Windkraft, Mini-BHKW o.ä.). Je geringer die Stromgestehungskosten, desto besser. Die Amortisationszeit (in a) beziffert jenen Zeitraum, in welchem die Aufwendungen für Investition und Betrieb einer PV-Anlage durch Einsparungen, infolge dieser Investition ausgeglichen werden. Die Einsparungen werden aus der Differenz zwischen den laufenden Kosten der betrachteten Variante und der Referenzvariante mit gleichem Strombedarfsprofil berechnet. Die Amortisationszeit wird wie folgt berechnet: %= -5 '# 6äh7h $ Jährliche Einsparung =.Kosten für I,WuB+Energiekosten+sonstigeKosten-Erlöse1-EnergiekostenReferenz Seite 16 von 52

17 5.3 Wirtschaftlichkeit der Varianten Typgebäude EFH Die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung für die Varianten des Typgebäude EFH zeigt, dass unter den gewählten Randbedingungen ein wirtschaftlicher Betrieb der PV-Anlagen möglich ist. Im Detail spielt der erreichbare Eigennutzungsgrad eine wichtige Rolle für die Wirtschaftlichkeit der Anlagen. Es gilt grundsätzlich, dass ein höherer Eigennutzungsgrad die Wirtschaftlichkeit erhöht, da unter den betrachteten Rahmenbedingungen die Stromgestehungskosten unter den Strombezugskosten liegen. Eine Eigenversorgung mit PV-Strom ist also günstiger als der Strombezug aus dem öffentlichen Netz. Gleichzeitig liegt die EEG-Vergütung für Strom, der in das öffentliche Netz eingespeist wird, in einer ähnlichen Größe wie die Stromgestehungskosten und unter den Strombezugskosten. Aus diesem Grund ist der Eigenverbrauch lokal erzeugten Stroms aus wirtschaftlicher Sicht sinnvoller als dessen Einspeisung in das öffentliche Netz. Die dafür erzielten Erträge würden die gleichzeitig entstehenden Strombezugskosten (durch den Verzicht auf den Eigenverbrauch) nicht kompensieren. Weiter zeigt sich, dass Anlagen mit Stromspeicher trotz höherer Eigennutzungsgrade aufgrund der verhältnismäßig höheren Kosten eine schlechtere Wirtschaftlichkeit aufweisen als Anlagen ohne Speicher. Anlagen ohne Batteriespeicher erreichen Amortisationszeiten unter 15 Jahren. Nachfolgend werden für das Typgebäude EFH mit ausschließlichem Nutzerstrombedarf die ermittelten Wirtschaftlichkeitskennzahlen grafisch dargestellt (Abbildung 5 bis Abbildung 8). Die Darstellungen sind derart gestaltet, dass ein Vergleich der Wirtschaftlichkeit bei gleichem Strombedarf und unterschiedlicher Anlagenkonfiguration erfolgt. Abbildung 9 zeigt die ermittelten Jahresgesamtkosten für die untersuchten Anlagen im Falle eines Bedarfs im Typgebäude EFH für Nutzer- und Wärmepumpenstrom. Die detaillierten Zahlenwerte zu den Diagrammen bzw. den nicht grafisch dargestellten Kennwerten sind im Anhang einsehbar. Die Bewertung der Wirtschaftlichkeit einer PV-Anlage mittels der Kennzahlen Jahresgesamtkosten und äquivalenter Strompreis erfolgt durch einen Vergleich mit einer Referenzvariante (VR). Diese Referenzvarianten sind Varianten mit ausschließlichem Strombedarf, ohne lokale Stromerzeugung durch PV. Der Strombedarf wird ausschließlich durch Netzbezug gedeckt, woraus sich die entsprechenden Jahresgesamtkosten und äquivalenten Strompreise errechnen. Seite 17 von 52

18 Abbildung 5: Jahresgesamtkosten der Varianten mit Typgebäude EFH und Strombedarf für Nutzerstrom Abbildung 5 zeigt die Jahresgesamtkosten für die EFH-Varianten mit ausschließlichem Nutzerstrombedarf (V02 bis V04, V07 bis V09) im Vergleich zur Referenzvariante VR1 (keine PV-Anlage, Bedarf für Nutzerstrom). Die Jahresgesamtkosten der Referenzvariante liegen mit berechneten /a über den Jahresgesamtkosten aller untersuchten Varianten mit einer lokalen Stromerzeugung durch PV. Im Detail zeigt sich, dass PV-Anlagen mit Stromeigennutzung und ohne Stromspeicher die beste Wirtschaftlichkeit hinsichtlich der JGH aufweisen. Im Vergleich zur Referenzvariante VR1 können diese mit einer PV- Anlage mit 5 kwp um etwa 24 % gesenkt werden (V02: 998 /a). Eine PV-Anlage mit 12 kwp senkt die JGK um etwa 34 % (V08: 865 /a). Darüber hinaus zeigt sich, dass eine Maximierung des ENG durch den zusätzlichen Einsatz eines Stromspeichers die zwar verringert, im Vergleich zur Referenz aber nach wie vor wirtschaftlich ist. Auch die vollständige Einspeisung des lokal erzeugten Stroms bei gleichzeitig vollständiger Deckung des Strombedarfs durch Netzbezug ist wirtschaftlich sinnvoll (Senkung der JGK um etwa 8 % in V01 bzw. etwa 20 % in V07). Abbildung 6 zeigt die äquivalenten Strompreise für die EFH-Varianten mit ausschließlichem Nutzerstrombedarf für das erste Betriebsjahr. Für die Referenzvariante liegt dieser bei berechneten 27,5 ct/kwh. Der äquivalente Strompreis der Varianten mit einer anteiligen Deckung des Strombedarfs durch lokal erzeugten PV-Strom liegt, mit Ausnahme der Variante V03, unter diesem Wert. Dies macht deren Wirtschaftlichkeit im Vergleich zur Referenz deutlich. Die niedrigsten äquivalenten Strompreise erreichen PV-Anlagen ohne Stromspeicher und einer teilweise Eigennutzung des lokal erzeugten Stroms. Im Vergleich zur Referenzvariante sinkt im ersten Betriebsjahr der äquivalente Seite 18 von 52

19 Strompreis mit einer PV-Anlage mit 5 kwp (V02) um etwa 24 %, mit 12 kwp (V07) um etwa 37 %. Der äquivalente Strompreis der Variante V03 liegt mit 27,7 ct/kwh geringfügig über der Referenz. Die angenommene Strompreissteigerung für den Strombezug führt jedoch dazu, dass auch diese über den gesamten Betrachtungszeitraum als wirtschaftlich anzusehen ist. Dies verdeutlichen die oben genannten Jahresgesamtkosten. Abbildung 6: Äquivalenter Strompreis der Varianten mit Typgebäude EFH und Strombedarf für Nutzerstrom Abbildung 7 zeigt die Stromgestehungskosten für die EFH-Varianten mit ausschließlichem Nutzerstrombedarf. Aufgrund der nicht vorhandenen PV-Anlage wird für die Referenzvariante kein Wert berechnet. Die Stromgestehungskosten sind unabhängig vom vorhandenen Strombedarf im betrachteten Gebäude. Sie hängen allein von der Anlagengröße bzw. der erzeugten Strommenge und dem Vorhandensein eines Stromspeichers ab. Da Stromspeicher die erzeugte Strommenge einer PV-Anlage nicht beeinflussen (es werden lediglich höhere Eigennutzungsgrade erreicht) weisen PV-Anlagen mit Stromspeicher aufgrund der höheren Investitionskosten zwangsläufig höhere Stromgestehungskosten auf als PV-Anlagen ohne Stromspeicher. Die Stromgestehungskosten liegen für die betrachteten Anlagen stets unter den Strombezugskosten und in einer ähnlichen Größenordnung wie die erzielbaren Erlöse durch eine Einspeisung in das öffentliche Netz im Rahmen des EEG. Dies weist auf die Wirtschaftlichkeit der Investition unabhängig von der Nutzung des PV-Stroms hin. Sie können beispielsweise auch als Vergleichsmaßstab zu alternativen Technologien zur lokalen Stromerzeugung herangezogen werden (Klein-Windkraftanlagen, Mini-BHKW o.ä.). Seite 19 von 52

20 Abbildung 7: Stromgestehungskosten der Varianten mit Typgebäude EFH und Strombedarf für Nutzerstrom Abbildung 8 zeigt schließlich die berechnete Amortisationszeit für die EFH-Varianten mit ausschließlichem Nutzerstrombedarf. Die Amortisation berechnet sich aus den möglichen Einsparungen im Vergleich zur definierten Referenzvariante (VR) und den dafür notwendigen Investitionen über den gesamten Betrachtungszeitraum. Für die Referenzvariante kann keine Amortisation berechnet werden. Für die dargestellten Varianten liegt die Amortisation bei maximal 15,6 Jahren und somit stets deutlich unter der annehmbaren Lebensdauer einer PV-Anlage von üblicherweise 25 Jahren. Seite 20 von 52

21 Abbildung 8: Amortisationszeit der Varianten mit Typgebäude EFH und Strombedarf für Nutzerstrom Abbildung 9: Jahresgesamtkosten der Varianten mit Typgebäude EFH und Strombedarf für Nutzer- und Wärmepumpenstrom Seite 21 von 52

22 Zur Verdeutlichung des Einflusses des Strombedarfs auf die Wirtschaftlichkeit von PV- Anlagen im Typgebäude EFH stellt Abbildung 9 die JGK der Varianten mit Bedarf für Nutzerund Wärmepumpenstrom dar. Auch hier zeigt sich, dass Investitionen in PV-Anlagen unter den angenommenen Randbedingungen wirtschaftlich sind, unabhängig von der Nutzung des lokal erzeugten Stroms und vom Einsatz eines zusätzlichen Stromspeichers zur Steigerung des Eigennutzungsgrads. Die beste Wirtschaftlichkeit weisen die Varianten mit Eigennutzung und ohne Stromspeicher auf. V05 (5 kwp) weist im Vergleich zur Referenz VR2 etwa 14 % und V11 (12 kwp) etwa 20 % geringere Jahresgesamtkosten auf. 5.4 Wirtschaftlichkeit der Varianten Typgebäude MFH Die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung für die Varianten des Typgebäude MFH zeigt, dass ein wirtschaftlicher Betrieb der PV-Anlagen nicht unter allen gewählten Randbedingungen möglich ist. Im Detail spielt wie für die EFH-Varianten der erreichbare Eigennutzungsgrad und somit das vorhandene Bedarfsprofil eine wichtige Rolle für die Wirtschaftlichkeit der Anlagen. Grundsätzlich gilt, dass ein höherer Eigennutzungsgrad die Wirtschaftlichkeit erhöht. Aufgrund der höheren spezifischen Investitionskosten bei gleichzeitig relativ geringeren spezifischen Stromerträgen weisen Anlagen mit Fassadenintegration eine schlechtere bzw. keine Wirtschaftlichkeit auf. Weiter zeigt sich (wie für das Typgebäude EFH), dass Anlagen mit Batteriespeicher aufgrund der verhältnismäßig höheren Kosten eine schlechtere Wirtschaftlichkeit aufweisen als Anlagen ohne PV-Speicher. Für das Typgebäude MFH werden nachfolgend die ermittelten Wirtschaftlichkeitskennzahlen jener Varianten mit Strombedarf für Allgemeinstrom, Wärmepumpe und Mieterstrom dargestellt. Diese Varianten mit Allgemeinstrom, Wärmepumpe und Mieterstrom sind die Varianten V19 bis V21, V28 bis V30, V37 bis V39 und V46 bis V48 und stellen die Varianten dieser Studie mit den größten, absolutem Bedarfen dar. In diesem Bedarfsszenario wird ein sogenanntes Mieterstrommodell angenommen, in welchem der Betreiber der PV-Anlage nicht alleiniger lokaler Nutzer des lokal erzeugten Stroms ist, sondern diesen anteilig an die Mieter des MFH im Rahmen eines Direktliefervertrags zur anteiligen Deckung des Mieterstrombedarfs liefert (siehe auch Abschnitt Strombedarf Mehrfamilienhaus). Für die Umsetzung eines solchen Mieterstrommodells wird in der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung ein zusätzlicher finanzieller Aufwand für Stromzählung und abrechnung in Höhe von 40 /a je Wohneinheit einberechnet. Für die Varianten mit ausschließlichem Allgemeinstrombedarf bzw. für Allgemein- und Wärmepumpenstrombedarf werden ausschließlich die Jahresgesamtkosten dargestellt. Sämtliche Zahlenwerte zu den Diagrammen und zu den weiteren Kennzahlen sind im Anhang einsehbar. Abbildung 10 zeigt die Jahresgesamtkosten für die MFH-Varianten mit Allgemein-, Wärmepumpen- und Mieterstrombedarf im Vergleich zur Referenzvariante VR5 (keine PV- Anlage, Bedarf für Allgemein-, Wärmepumpen- und Mieterstrom). Die Jahresgesamtkosten der Referenzvariante liegen bei berechneten /a. Die beste Wirtschaftlichkeit weist in dieser Betrachtung die 60kWp-Anlage ohne Fassadenanteil, ohne Stromspeicher und mit Stromeigennutzung (V38) auf (Reduktion der JGK um etwa 14 %). Auch die Seite 22 von 52

23 60kWp-Anlage ohne Fassadenanteil, ohne Stromspeicher und mit vollständiger Einspeisung (V37) und die die 60kWp-Anlage ohne Fassadenanteil, mit Stromspeicher und mit Stromeigennutzung (V39) sind wirtschaftlich. Bei den Varianten für MFH mit kleinerer PV-Anlage ohne Fassadenanteil sind jene ohne Stromspeicher wirtschaftlich, egal ob die Variante mit vollständiger Einspeisung (V19) oder mit Eigenversorgung (V20) betrachtet wird (V19: Reduktion der JGK um etwa 1 %; V20: Reduktion der JGK um etwa 2 %). Der Einsatz eines Stromspeichers ist für die PV-Anlagen mit 9,9 kwp nicht wirtschaftlich (V21), da die Anlage im Vergleich zum bilanzierten Strombedarf relativ klein ist. Werden neben Aufdachanlagen auch fassadenintegrierte PV-Anlagen berücksichtigt, zeigt sich, dass deren Wirtschaftlichkeit aufgrund der hohen spezifischen Anlagenkosten und den vergleichsweise geringeren Erträgen aufgrund der ungünstigeren Ausrichtung zur Sonnenstrahlung unter den betrachteten Rahmenbedingungen i.d.r. nicht wirtschaftlich sind. Lediglich Varianten mit kleinem Fassadenanteil und Stromeigennutzung können wirtschaftlich sein. V47 weist JGK auf die um etwa 3 % geringer sind als in der Referenzvariante. Abbildung 10: Jahresgesamtkosten der Varianten mit Typgebäude MFH und Strombedarf für Allgemein-, Wärmepumpen und Mieterstrombedarf Abbildung 11 zeigt die äquivalenten Strompreise für die MFH-Varianten mit Allgemein-, Wärmepumpen- und Mieterstrombedarf im ersten Betriebsjahr. Für die Referenzvariante liegen diese bei berechneten 25,4 ct/kwh. Werden die äquivalenten Strompreise der verschiedenen Varianten mit PV-Anlagen mit diesem Referenzwert verglichen, ergeben sich die gleichen Folgerungen zur Wirtschaftlichkeit wie aus der oben genannten Betrachtung der JGK. PV-Anlagen ohne fassadenintegrierten Anteilen weisen niedrigere äquivalente Strompreise auf als die Referenz und sind wirtschaftlich Seite 23 von 52

24 (einzige Ausnahme V21: 9,9 kwp mit Stromspeicher). Wird zur Aufdachanlage eine Fassadenintegrierte kombiniert, steigt der äquivalente Strompreis aufgrund hoher Anlagenkosten bei gleichzeitig niedrigen Stromerträgen und werden unwirtschaftlich (einzige Ausnahme V47: 60 kwp Aufdachanlage, 32,7 kwp fassadenintegriert, ohne Stromspeicher, Strom-Eigenverbrauch). Die beste Wirtschaftlichkeit hinsichtlich des äquivalenten Strompreises weist Variante V38 auf. Die Reduktion beträgt im Vergleich zur Referenz VR5 etwa 13 %. Abbildung 11: Äquivalenter Strompreis der Varianten mit Typgebäude MFH und Strombedarf für Allgemein-, Wärmepumpen und Mieterstrombedarf Abbildung 12 zeigt die Stromgestehungskosten für die MFH-Varianten mit Allgemein-, Wärmepumpen- und Mieterstrombedarf. Aufgrund der nicht vorhandenen PV-Anlage wird für die Referenzvariante kein Wert berechnet. Die Stromgestehungskosten sind unabhängig vom vorhandenen Strombedarf im betrachteten Gebäude. Sie hängen allein von der Anlagengröße bzw. der erzeugten Strommenge und dem Vorhandensein eines Stromspeichers ab. Da Stromspeicher die erzeugte Strommenge einer PV-Anlage nicht beeinflussen (es werden lediglich höhere Eigennutzungsgrade erreicht) weisen PV-Anlagen mit Stromspeicher aufgrund der höheren Investitionskosten zwangsläufig höhere Stromgestehungskosten auf als PV-Anlagen ohne Stromspeicher. Die Stromgestehungskosten liegen für die betrachteten Anlagen stets unter den Strombezugskosten. Hieraus folgt, dass ein wirtschaftlicher Nutzen vorhanden ist, wenn der lokal erzeugte Strom den Netzbezug aus dem öffentlichen Netz substituiert (Eigennutzungsgrad). Ein Vergleich der Stromgestehungskosten mit den erzielbaren Erlösen durch eine Einspeisung in das öffentliche Netz im Rahmen des EEG zeigt Seite 24 von 52

25 jedoch, dass speziell für Anlagenvarianten mit fassadenintegrierter PV die Stromgestehungskosten deutlich höher sind als die EEG-Vergütung. Das Einspeisen von Überschüssen aus der lokalen Stromerzeugung in das öffentliche Netz stellt für diese Anlagenvarianten dementsprechend einen maßgeblichen wirtschaftlichen Nachteil dar. Diese Varianten sind in der Folge unwirtschaftlich. Neben der Bewertung der Wirtschaftlichkeit einer PV-Anlage gegenüber dem reinen Strombezug aus dem öffentlichen Netz, können die Stromgestehungskosten beispielsweise auch als Vergleichsmaßstab zu alternativen Technologien zur lokalen Stromerzeugung herangezogen werden (Klein-Windkraftanlagen, Mini-BHKW o.ä.). Abbildung 12: Stromgestehungskosten der Varianten mit Typgebäude MFH und Strombedarf für Allgemein-, Wärmepumpen und Mieterstrombedarf Abbildung 13 zeigt schließlich die berechnete Amortisationszeit für die MFH-Varianten mit Allgemein-, Wärmepumpen- und Mieterstrombedarf. Die Amortisation berechnet sich aus den möglichen Einsparungen im Vergleich zur definierten Referenzvariante (VR) und den dafür notwendigen Investitionen über den gesamten Betrachtungszeitraum. Für die Referenzvariante kann keine Amortisation berechnet werden. Unter Annahme einer Anlagenlebensdauer von 25 Jahren kann aus der Abbildung entnommen werden, dass sich die Anlagen, mit Ausnahme der Varianten V28 bis V30, amortisieren. Es wird auch der negative Einfluss der fassadenintegrierten PV-Anlagen auf die Wirtschaftlichkeit deutlich. Auch wenn sich die Anlagenvarianten V46 bis V48 innerhalb von maximal 18,3 amortisieren, weisen die Varianten mit Fassadenintegration die relativ schlechteste Wirtschaftlichkeit auf. Die Varianten mit ausschließlich Aufdachanlagen weisen eine Amortisation unter 15 Jahren auf (Ausnahme: V21). Die geringste Amortisationszeit Seite 25 von 52

26 wurde mit 9,2 Jahren für die Variante V38 ermittelt (60 kwp Aufdach, ohne Fassadenanteil, ohne Stromspeicher, mit Stromeigennutzung). Abbildung 13: Amortisationszeit der Varianten mit Typgebäude MFH und Strombedarf für Allgemein-, Wärmepumpen und Mieterstrombedarf Zur Verdeutlichung des Einflusses des bilanzierten Strombedarfs im Typgebäude MFH werden im Folgenden die Jahresgesamtkosten JGK der MFH-Varianten mit Bedarf für Allgemeinstrom (Abbildung 14) und für Allgemein- und Wärmepumpenstrom (Abbildung 15) dargestellt. Steht zur Bilanzierung lediglich der Allgemeinstrombedarf zur Verfügung, liegen die JGK der entsprechenden Referenzvariante VR3 bei /a (Abbildung 14). Demgegenüber weisen die Anlagenvarianten mit einer Aufdachanlage mit 9,9 kwp ohne Stromspeicher (V13 und V14) niedrigere JGK auf und sind entsprechend wirtschaftlich (V13: Senkung JGK um etwa 12 %; V14: Senkung JGK um etwa 30 %). Wird für die Anlagenkonfiguration ein Stromspeicher zur Steigerung des Eigennutzungsgrades eingesetzt (V15) ist dies nicht als wirtschaftlich zu erachten. Wird die Aufdachanlage auf 60 kwp vergrößert (V31 bis V33) ergibt sich eine sehr gute Wirtschaftlichkeit aufgrund der entstehenden hohen Erlöse durch den Verkauf von Stromüberschüssen im Rahmen des EEG. Die Varianten V31 und V32 erreichen sogar negative Jahresgesamtkosten. Die Investition generiert in der Gesamtbilanz also Einnahmen, welche die Ausgaben für Strombezug und Anlagenbetrieb übersteigen. Durch den geringen Allgemeinstrombedarf kommt es in allen Varianten zu relativ hohen Stromüberschüssen aus lokaler Erzeugung und geringen Eigennutzungsgraden. Die, im Vergleich zu den Erlösen durch Stromeinspeisung, hohen Stromgestehungskosten der Anlagenvarianten mit fassadenintegrierter PV (V22 bis V24 und V40 bis V42) führen dazu, dass diese deutlich unwirtschaftlich sind. Seite 26 von 52

27 Abbildung 14: Jahresgesamtkosten der Varianten mit Typgebäude MFH und Strombedarf für Allgemeinstrom Abbildung 15: Jahresgesamtkosten der Varianten mit Typgebäude MFH und Strombedarf für Allgemein- und Wärmepumpenstrom Seite 27 von 52

28 Steht zur Bilanzierung ein Bedarf für Allgemein- und Wärmepumpenstrom zur Verfügung, liegen die JGK der entsprechenden Referenzvariante VR5 bei /a (Abbildung 15). Demgegenüber weisen die Anlagenvarianten mit einer Aufdachanlage mit 9,9 kwp ohne Stromspeicher (V16 und V17) niedrigere JGK auf und sind entsprechend wirtschaftlich (V16: Senkung JGK um etwa 2 %; V17: Senkung JGK um etwa 6 %). Wird für die Anlagenkonfiguration ein Stromspeicher zur Steigerung des Eigennutzungsgrades eingesetzt (V18) liegen die JGK mit /a geringfügig über jenen der Referenz. Wird die Aufdachanlage auf 60 kwp vergrößert (V34 bis V36) ergibt sich eine sehr gute Wirtschaftlichkeit (V34: Senkung JGK um etwa 20 %; V33: Senkung JGK um etwa 28 %; V34: Senkung JGK um etwa 13 %). Für die Varianten mit fassadenintegrierten Anlagen gilt analog zu den anderen untersuchten Bedarfsszenarien, dass diese mit Blick auf die JGK nicht wirtschaftlich sind. Seite 28 von 52

29 6 Sensitivitätsanalyse Zur Bewertung der zuvor dargestellten Wirtschaftlichkeitsbetrachtung der untersuchten Anlagenvarianten und zur Untersuchung deren Abhängigkeit von den gewählten Randbedingungen wurden Sensitivitätsanalysen durchgeführt. Dabei wurde stets ein ausgewählter Parameter verändert und die Wirtschaftlichkeitskennzahlen neu berechnet. Aus der Änderung der Wirtschaftlichkeitskennzahlen infolge der Änderung des gewählten Parameters wird die Sensitivität des Ergebnisses abgeschätzt. Dies ist von Interesse wenn die gewählten Parameter mit einer Unsicherheit behaftet sind oder wirkungsvolle Einflussfaktoren auf das Ergebnis identifiziert werden sollen. Im Rahmen der durchgeführten Sensitivitätsanalyse wurden folgende Parameter variiert: 1. Verringerung der Investitionskosten (Förderung oder Preisdegression) 2. Verringerung der Speicherkosten (Förderung oder Preisdegression) 3. Änderung des Eigennutzungsgrads (Änderungen im Nutzerverhalten) 4. Änderung des PV-Ertrags für EFH-Varianten mit PV-Dachanlage von 12 kwp (Änderung der Orientierung) Die Ergebnisse dieser Sensitivitätsanalysen werden im Folgenden anhand der beiden Kennzahlen Jahresgesamtkosten und Amortisationszeit für die EFH-Varianten mit Nutzerstrombedarf und die MFH-Varianten mit Allgemein-, Wärmepumpen- und Mieterstrombedarf dargestellt. Die Zahlenwerte zu den Diagrammen und den nicht grafisch dargestellten Varianten können dem Anhang entnommen werden. 6.1 Verringerung der Investitionskosten In dieser Sensitivitätsanalyse wird der Einfluss der Gesamtinvestitionskosten auf die untersucht. Diese können infolge einer allgemeinen Preisdegression oder durch eine Förderung in Form eines Zuschusses auf die Gesamtinvestition sinken. Untersucht wird eine Reduktion der Investitionskosten um 10, 20 und 30 %. Typgebäude EFH Für das Typgebäude EFH zeigt sich, dass eine Reduktion der Investitionskosten die ohnehin gute Wirtschaftlichkeit weiter verbessert. Abbildung 16 zeigt den Einfluss der untersuchten Kostenreduktionen auf die Jahresgesamtkosten der EFH-Varianten mit ausschließlichem Nutzerstrombedarf. Abbildung 17 zeigt die Ergebnisse derselben Sensitivitätsanalyse auf die Amortisationszeiten. Diese werden durch die Verringerung der Investitionskosten nochmal deutlich verringert. Seite 29 von 52