Wissenschaftliches Mess- und Evaluierungsprogramm Solarstromspeicher 2.0. Jahresbericht 2017

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1 Wissenschaftliches Mess- und Evaluierungsprogramm Solarstromspeicher 2.0 Jahresbericht 2017

2 Wissenschaftliches Mess- und Evaluierungsprogramm Solarstromspeicher 2.0

3 Impressum Autoren Jan Figgener David Haberschusz Kai-Philipp Kairies Oliver Wessels Förderung Der Jahresbericht zum Speichermonitoring entstand im Rahmen des durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) geförderten Forschungsvorhabens WMEP (KfW 275), Förderkennzeichen 03ET6117. Benedikt Tepe Markus Ebbert Reiner Herzog Dirk Uwe Sauer 2017 Institut für Stromrichtertechnik und Elektrische Antriebe der RWTH Aachen Internet Titelbild ferkelraggae/fotolia.com

4 Inhaltsverzeichnis Abbildungsverzeichnis... 7 Tabellenverzeichnis... 9 Executive Summary Einleitung Entwicklung der photovoltaischen Stromerzeugung in Deutschland Strukturelle Herausforderungen einer vermehrten Einspeisung dezentral erzeugten Stroms aus PV-Anlagen Dezentrale Solarstromspeicher zur Erhöhung des lokalen Eigenverbrauchs Das KfW-Förderprogramm für Solarstromspeicher Rahmenbedingungen der Förderung Förderungsvoraussetzungen Das Speichermonitoring Vorstellung des Webportals Datenschutz Das Basis-Monitoring Vorstellung und Aufbereitung der Datenbasis Vorstellung der Datenbasis Aufbereitung und Konsistenzbedingungen der Datenbasis Auswertung des Basis-Monitorings Volumen und Verteilung der in Deutschland betriebenen dezentralen Solarstromspeicher Markthäufigkeiten unterschiedlicher Speichersystemgrößen Marktanteile der Hersteller von geförderten PV-Speichern Technische Systemeigenschaften der geförderten Solarstromspeicher Durchschnittliche Kapazitäten der unterschiedlichen Speichersysteme Systempreise und Marktentwicklung... 46

5 Inhaltsverzeichnis Kaufmotivation, wirtschaftliche Erwartungen und Erfahrungen KfW-geförderter Speicherbesitzer Das Standard-Monitoring Vorstellung und Aufbereitung der Datenbasis Vorstellung der Datenbasis Aufbereitung und Konsistenzbedingungen der Datenbasis Auswertung des Standard-Monitorings Jährliche durch PV-Anlagen erzeugte Energiemengen Jährliche Stromverbräuche der betrachteten Haushalte Potenziale einer vollständigen Selbstversorgung Differenzierung von Eigenverbrauchsquote und Autarkiegrad Typische Eigenverbrauchsquoten unterschiedlicher Speichersystemkonfigurationen Typische Autarkiegrade unterschiedlicher Speichersystemkonfigurationen Direkte Effekte des Eigenverbrauchs von PV-Anlagen mit Solarstromspeicher auf Steuern und Umlagen Das Intensiv-Monitoring Realisierung des Intensiv-Monitorings Ziele der hochauflösenden Messungen Vorstellung der untersuchten Speichersysteme Definition der Messstellen Qualität der im Feld vorgefundenen Speicherinstallationen Auswertung des Intensiv-Monitorings Eigenverbrauchsquoten der im Feld untersuchten Solarstromspeicher Autarkiegrade der im Feld untersuchten Solarstromspeicher Auswertung der täglichen Zyklisierung und der Batterieeffizienz... 79

6 Inhaltsverzeichnis Wirkungsgrade der Energiepfade Belastungshäufigkeiten der Speicher Betriebsverhalten der Speicher Netzrückwirkung durch Ramping Ausblick Literaturverzeichnis Anhang A Steuern und Umlagen Anhang B Marktanteile

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

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

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

10 Executive Summary Executive Summary Das KfW-Förderprogramm für Solarstromspeicher Das KfW-Förderprogramm Erneuerbare Energien Speicher fördert stationäre Batteriespeicher für die Speicherung von Solarstrom aus Photovoltaikanlagen (PV-Anlagen). Die Förderung erfolgt durch zinsgünstige Kredite der KfW-Bank sowie durch Tilgungszuschüsse von bis zu 25 % der anfallenden Investitionskosten durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi). Die aktuelle Periode des Speicherförderprogramms begann am und endet am Um eine nachhaltig positive Entwicklung der Technologie zu erreichen, sind nur Speichersysteme förderfähig, die eine Reihe von technischen Anforderungen erfüllen. Hierzu zählen unter anderem eine netzdienliche Reduzierung der maximalen Einspeiseleistung der PV-Anlage auf 50 %, eine zehnjährige Zeitwertersatzgarantie des Batteriespeichers sowie die Offenlegung der relevanten Kommunikationsschnittstellen zur zukünftigen Integration bidirektionaler Netzdienstleistungen. [Kapitel 2] Das Speichermonitoring Das Institut für Stromrichtertechnik und Elektrische Antriebe (ISEA) der RWTH Aachen führt im Auftrag des BMWi eine wissenschaftliche Evaluierung des Speicherförderprogramms durch. Im Fokus der Forschungsaktivitäten stehen: Die Markt- und Technologieentwicklung von Solarstromspeichern [Kapitel 3], die Abschätzung der durch einen vermehrten solaren Eigenverbrauch verursachten direkten Effekte auf Steuern und Umlagen [Kapitel 4], und die Quantifizierung der erreichten Wirkungsgrade, der typischen Belastungshäufigkeiten und der Netzeffekte von Solarstromspeichern [Kapitel 5] Der vorliegende Jahresbericht fasst alle wesentlichen Erkenntnisse des seit 2013 andauernden Speichermonitorings zusammen. Umfang der dezentralen Speicherkapazitäten in Deutschland In Deutschland wurde im Jahr 2016 fast jede zweite kleine PV-Anlage zusammen mit einem Batteriespeicher installiert. Ende April 2017 waren etwa dezentrale Solarstromspeicher mit einer kumulierten nutzbaren Speicherkapazität von etwa 400 MWh an die deutschen Niederspannungsnetze angeschlossen. Die anspruchsvollen technischen Rahmenbedingungen der KfW-Förderung haben dabei einen messbar positiven Einfluss auf die gesamte Marktentwicklung entfaltet. [Kapitel 3.2.1] Entwicklung der Endverbraucherpreise von Solarstromspeichern Die Endkundenpreise von Solarstromspeichern sinken rasant. Lithium-Ionen-Speichersystempreise sind in den letzten vier Jahren um über 50 % gefallen. Mit durchschnittlichen System-Endverbraucherpreisen unterhalb von /kwh werden Speichersysteme auf Lithium-Ionen- Basis somit für private Endverbraucher zunehmend wirtschaftlich attraktiv. Der Markteintritt mehrerer großer Unternehmen aus der Automobilbranche in den Speichermarkt hat zudem die Erwartungen an weitere zukünftige Preissenkungen verstärkt. Der Grund hierfür sind insbesondere Synergieeffekte durch die wachsende Bedeutung der Elektromobilität. [Kapitel 3.2.6] Verwendete Speichertechnologien Der Marktanteil von Speichersystemen mit Lithium-Ionen- Batterien ist unter anderem aufgrund der rasant fallenden Speichersystempreise seit 2013 kontinuierlich gestiegen und liegt derzeit bei über 95 %. Blei-Säure-Speicher, die noch bis Mitte 2014 relevante Marktanteile innehatten, sind heute nahezu vollständig aus dem Markt gedrängt. Alternative 10 Executive Summary

11 Executive Summary Speichertechnologien, wie Redox-Flow- oder Hochtemperaturbatterien, spielen im kommerziellen Heimspeichermarkt derzeit keine nennenswerte Rolle. [Kapitel 3.2.4] Motivation zur Investition in Solarstromspeicher Ein Großteil der heutigen Betreiber von dezentralen Solarstromspeichern möchte mit seiner Investition insbesondere einen eigenen Beitrag zum Gelingen der Energiewende leisten und sich dabei langfristig gegen steigende Strompreise absichern. Daneben steht für viele Betreiber auch ein generelles Interesse an der Technologie im Vordergrund. Die persönliche Erwartung an einen wirtschaftlich profitablen Betrieb des Speichersystems ist seit 2013 von etwa 50 % auf heute rund 60 % der befragten Betreiber angestiegen. [Kapitel 3.2.7] Direkte Effekte des Eigenverbrauchs auf Steuern und Umlagen Die Reduzierung der maximalen Einspeiseleistung von geförderten Solarstromspeichern bewirkt ohne Netzausbau einen signifikanten Anstieg der insgesamt integrierbaren PV- Leistung. Eine Ausstattung aller neuen kleinen PV-Anlagen mit netzdienlichen Speichern verdoppelt somit ohne Infrastrukturmaßnahmen die Aufnahmefähigkeit der Verteilnetze für PV-Einspeisung. Dezentrale Speichersysteme erhöhen durch ihren Betrieb die Menge des lokal selbstverbrauchten Solarstroms. In Summe wird somit weniger Strom aus PV-Anlagen in das öffentliche Netz eingespeist, während gleichzeitig aufgrund der erhöhten Autarkie dieser Haushalte geringere Strommengen aus dem öffentlichen Netz bezogen werden. Die sich hieraus ergebenden monetären Effekte für die öffentliche Hand sind gering: Im Jahr 2016 wurde durch PV- Speichersysteme eine Gesamtmenge von etwa 165 GWh Solarstrom lokal selbstverbraucht. Dies hat folgende Auswirkungen: Da selbstverbrauchter PV-Strom nicht vergütet werden muss, wird das EEG-Konto um 21 Millionen Euro entlastet. Gleichzeitig werden von PV-Speicherbetreibern durch geringeren Netzbezug 9 Millionen Euro an EEG-Umlage nicht gezahlt. Bei Berücksichtigung der Umsatzsteuer auf den Kauf oder den Betrieb der Speichersysteme ist die Bilanz der sonstigen Umlagen und Steuern ausgeglichen. Entgangene Netzentgelte und Konzessionsabgaben summieren sich im Jahr 2016 zu 13 Millionen Euro. Die Gesamtbilanz von Steuern, Umlagen und Abgaben ist für alle im Jahr 2016 betriebenen PV-Anlagen mit Speicher somit etwa ausgeglichen. [Kapitel 4.2.7] Technische Ausgestaltung unterschiedlicher Solarstromspeicher Umfangreiche Messungen im Labor sowie an privat betriebenen Speichersystemen erlauben tiefgehende Analysen der erreichten Autarkiegrade sowie der tatsächlichen Netzentlastung. Dabei zeigt sich, dass alle untersuchten Speichersysteme technisch dazu in der Lage sind, die erwartete Netzdienlichkeit zu erfüllen. Intelligent betriebene Speichersysteme sind dabei sowohl dem Stromnetz als auch dem Endkunden von Nutzen. [Kapitel 5.2] Die andauernde hochauflösende Vermessung von Speichersystemen im Feld ermöglicht es, Vor- und Nachteile der unterschiedlichen Konzepte zu quantifizieren und somit Handlungsempfehlungen für Systemhersteller und Verbraucher zu formulieren. [Kapitel 5.2] Executive Summary 11

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13 1 Einleitung 1.1 Entwicklung der photovoltaischen Stromerzeugung in Deutschland 1 Einleitung Die installierte Leistung von Photovoltaik-Anlagen (PV- Anlagen) in der deutschen Energieversorgung nimmt kontinuierlich zu. Neben den positiven Effekten, die ein Wandel von konventioneller zu regenerativer Energieerzeugung bringt, entstehen jedoch auch Herausforderungen: Eine zunehmende Durchdringung dezentraler Erzeugungseinheiten in der Niederspannungsebene kann durch gleichzeitige Einspeisung aller Erzeugungseinheiten möglicherweise zur Überlastung bestimmter Netzabschnitte führen. Dezentrale Batteriespeichersysteme können diese Überlastungen reduzieren, indem sie die lokal erzeugte Energie speichern und damit nicht in das Netz einspeisen. Zudem ergeben sich durch die vermehrte Installation dezentraler Batteriespeicher neue Geschäftsmodelle. Bei diesen werden die Systeme virtuell aggregiert und beispielsweise für die Vermarktung an Spot- und Regelleistungsmärkten genutzt. 1.1 Entwicklung der photovoltaischen Stromerzeugung in Deutschland Elektrischer Strom aus Photovoltaik-Anlagen gewinnt in Deutschland seit den 1990er Jahren kontinuierlich an Bedeutung. So konnten im Jahr 2016 mit geschätzt 38,2 TWh erzeugtem PV-Strom ca. 6,4 % des gesamten deutschen Brutto-Stromverbrauchs gedeckt werden [1]. Ende des Jahres 2016 waren in Deutschland rund 1,58 Millionen PV- Anlagen [2] mit einer kumulierten Nennleistung von ca. 41,3 GW installiert [1]. Mit dieser installierten Erzeugungsleistung wird die Photovoltaik in Deutschland nur von der Windenergie übertroffen [1]. Im Zuge der Energiewende werden PV-Anlagen auch zukünftig einen wachsenden Beitrag zur Energieversorgung Deutschlands liefern. Im Jahr 2016 wurde insgesamt ein PV- Zubau von etwa 1,5 GW verzeichnet [1]. Damit liegt der aktuelle Zubau von PV-Leistung unterhalb der im EEG fest- Abbildung 1.1: Entwicklung der installierten PV-Leistung in Deutschland. Darstellung mit Daten aus [1]. Einleitung 13 Bild des Kapitels ayutaroupapa/fotolia.com

14 1 Einleitung 1.1 Entwicklung der photovoltaischen Stromerzeugung in Deutschland gelegten Planungsgröße von 2,5 GW pro Jahr [3]. Nach der Mittelfristprognose zur deutschlandweiten Stromerzeugung wird die PV-Leistung 2020 im Bereich von 45 GW liegen [4]. Die Forschungs- und Entwicklungsaktivitäten in den Bereichen der photovoltaischen Stromerzeugung erlauben eine weitere Ausschöpfung der Technologiepotenziale. So erreicht der nominelle Wirkungsgrad bei waferbasierten PV- Technologien aktuell Spitzenwerte von über 20 % auf Modulebene, während bei Dünnschicht-Modulen bis zu 13 % der eingestrahlten Sonnenenergie in elektrischen Strom umgewandelt werden [5]. Auch die zu erwartende Lebensdauer von PV-Modulen steigt seit Jahren stetig an, sodass viele Anbieter heutzutage einen Leistungserhalt von 90 % der Modulnennleistung über 10 Jahre und 80 % über weitere 15 Jahre garantieren. So ergibt sich insgesamt eine Leistungsgarantie von über 25 Jahre [6 8]. Dies hat auch positive Auswirkungen auf die ökologische Nachhaltigkeit von PV- Anlagen; die Energierücklaufzeit einer durchschnittlichen modernen deutschen PV-Anlage beträgt aktuell etwa 2 Jahre. Eine derart produzierte Solaranlage erzeugt somit über den Zeitraum ihrer gesamten Lebensdauer mindestens das Zehnfache der Energiemenge, die zu ihrer Herstellung aufgewendet wurde [5]. Strom aus Photovoltaikanlagen trägt darüber hinaus in Deutschland signifikant zur Reduzierung der gesamtwirtschaftlichen CO2-Emissionen bei: Laut dem Bundesministerium für Wirtschaft und Energie konnten im Jahr 2016 ca. 23,3 Mio. Tonnen CO2-äquivalente Treibhausgase eingespart werden [1]. PV-Strom substituiert dabei mit einem Faktor von 75,5 % vor allem fossile Steinkohle- sowie Gaskraftwerke (21,5 %) [9]. Neben der Effizienzverbesserungen und längeren Lebensdauern von PV-Anlagen haben insbesondere Skaleneffekte innerhalb der Produktion von Solarmodulen und Wechselrichtern in den letzten Jahren zu signifikanten Preisdegressionen geführt. Ende 2016 liegen diese bei ca /kwp Abbildung 1.2: Entwicklung der Endkundenpreise von PV-Anlagen zwischen 10 kwp und 100 kwp in Anlehnung an [5]. 14 Einleitung

15 1 Einleitung 1.2 Strukturelle Herausforderungen einer vermehrten Einspeisung dezentral erzeugten Stroms aus PV-Anlagen für PV-Aufdachanlagen mit Leistungen von mehr als 10 kwp [5]. Den nach wie vor hohen Stellenwert der PV-Technologie in der Gesellschaft zeigt auch die andauernde Forschungsförderung der Bundesregierung: Im Rahmen der Innovationsallianz wurden im Jahr 2013 Forschungsprojekte im Bereich der Photovoltaik mit einer Fördersumme von insgesamt 50 Millionen Euro angestoßen [10]. Dabei stehen neben den technischen Weiterentwicklungen von PV-Anlagen insbesondere die Potenziale intelligenter Stromnetze (Smart Grids) im Vordergrund. Diese Untersuchungen thematisieren unter anderem auch die Bedeutung und Einsatzmöglichkeiten dezentraler Solarstromspeicher innerhalb der Netze. Die dezentrale Stromerzeugung durch PV-Anlagen kann weiterhin zu einer effizienteren Stromversorgung führen, bei der lokale Verbräuche direkt von lokal eingespeistem Solarstrom gedeckt werden und die Netzverluste der zentralisierten Stromerzeugung vermieden werden [11]. Die Effizienz ist dabei umso größer, je genauer die erzeugte und verbrauchte Leistung innerhalb eines Netzgebietes zusammenpassen. Gleichzeitig ergeben sich durch die vermehrte dezentrale Einspeisung von PV-Strom insbesondere für die Verteilnetze des Elektrizitätssystems neue Herausforderungen. Ein Überblick über die im Rahmen dezentraler Einspeisung auftretenden Herausforderungen wird im folgenden Abschnitt gegeben. 1.2 Strukturelle Herausforderungen einer vermehrten Einspeisung dezentral erzeugten Stroms aus PV-Anlagen PV-Anlagen in Deutschland befinden sich überwiegend im Besitz von Privatpersonen und Landwirten. Insgesamt wird ca. 80 % der deutschen PV-Leistung in Niederspannungsnetze eingespeist [12]. Dies entspricht ca. 98 % aller an das Stromnetz angeschlossenen PV-Anlagen in Deutschland [5]. Einige Niederspannungsnetze sind jedoch den Herausforderungen, die durch eine vermehrte dezentrale Stromerzeugung mit PV-Anlagen entsteht, nicht gewachsen. Zu Zeiten hoher Sonneneinstrahlung und niedrigem Strombedarf können in Gebieten mit vielen angeschlossenen Solaranlagen einige Abschnitte der Netzinfrastruktur überlastet werden [13, 14]. Niederspannungsnetze stellen nach der Höchst-, Hoch- und Mittelspannungsebene in Deutschland die unterste Span- Abbildung 1.3: Leistungsbedingte Spannungserhöhung in Niederspannungsnetzen (Qualitative Darstellung). Einleitung 15

16 1 Einleitung 1.2 Strukturelle Herausforderungen einer vermehrten Einspeisung dezentral erzeugten Stroms aus PV-Anlagen nungsebene der Versorgung mit elektrischer Energie dar. Sie wurden vor allem für die Verteilung von zentral erzeugtem Strom an private Endverbraucher ausgelegt und verbinden Gebiete von wenigen Kilometern Umkreis miteinander [15]. Um die Stabilität des Stromnetzes dauerhaft aufrecht zu erhalten, wurden vom Gesetzgeber Grenzen festgelegt, innerhalb derer ein sicherer Betrieb gewährleistet werden kann. In der Europäischen Norm IEC wurde dazu eine maximal erlaubte Schwankung der Netzspannung von +/-10 % definiert (zehn Minuten Mittelwerte) [16]. Die VDE- AR-N 4105 konkretisiert hierzu, dass die durch dezentrale Einspeisung in der Niederspannungsebene hervorgerufene Spannungserhöhung nicht mehr als 3 % der Netzspannung ohne dezentrale Einspeisung betragen darf [17]. Aufgabe der Netzbetreiber ist es, ihre Stromnetze so zu dimensionieren, dass die Netzspannung zu keiner Zeit dauerhaft durch zu hohe Lasten zu stark absinkt oder durch zu hohe Einspeisung auf dieser Spannungsebene über den erlaubten Grenzwert ansteigt. Im Fall von klassischen Haushaltslasten ergibt sich dabei in der Regel eine gleichmäßige Verteilung der einzelnen elektrischen Lasten auf den gesamten Netzbereich sowie eine weitgehend zeitliche Entkopplung der einzelnen Lasten. Deswegen treten Spitzenverbräuche, welche die Spannungsqualität ernsthaft beeinträchtigen könnten, nur äußerst selten auf. Bei der vermehrten Einspeisung erneuerbarer Energien durch dezentrale Erzeugungsanlagen, insbesondere PV-Anlagen, ist diese systeminhärente statistische Glättung der Netzbelastung jedoch nicht weiterhin verlässlich annehmbar, da PV-Erzeugung lokal mit hoher Gleichzeitigkeit auftritt. Insbesondere in ländlichen und vorstädtischen Gegenden mit wenig vermaschten Netzen und tendenziell langen Strangausläufern bei gleichzeitig hohen verfügbaren Dachflächenpotenzialen kann diese Einspeiseleistung die Spannung innerhalb des betroffenen Netzstranges anheben und dazu führen, dass vorgegebene Grenzwerte überschritten werden (siehe Abbildung 1.3). Netzbetreiber sind in diesem Fall dazu angehalten, geeignete Maßnahmen zur Netzertüchtigung zu treffen, sofern es sich nicht als wirtschaftlich unzumutbar erweist ( 4 Abs. 3 EEG [3]) und auf einen weiteren Zubau dezentraler Erzeuger verzichtet werden muss [18]. Neben einer unzulässigen Erhöhung der Versorgungsspannung können insbesondere punktuelle thermische Belastungen der elektrischen Betriebsmittel des Niederspannungsnetzes ein Problem darstellen. Durch eine unzulässige Erhöhung des Stroms aufgrund von hohen lokalen Einspeiseleistungen können Betriebsmittel wie Erdkabel und Ortsnetztransformatoren deutlich schneller altern oder beschädigt werden. Gerade in der Nähe von Ortsnetzstationen tritt dieser Effekt verstärkt auf, da dort die elektrischen Ströme aller Netzstränge zusammengeführt werden und mehrere Kabeltrassen nah beieinanderliegen, was die Abfuhr der Verlustwärme an die Umgebung erschwert [19]. Sind viele Solaranlagen an einen Netzzweig angeschlossen, kann, gerade bei hoher Sonneneinstrahlung zur Mittagszeit, der eingespeiste Solarstrom den lokalen elektrischen Energiebedarf übersteigen. Dann kommt es zum Effekt der Lastflussumkehrung: Anstatt der ursprünglichen Fließrichtung vom zentralen Erzeuger zum Endverbraucher fließt der Strom nun vom Niederspannungsnetz in die Mittelspannungsebene (siehe Abbildung 1.4). Bei massivem Zubau von dezentralen Erzeugungsanlagen in der Niederspannungsebene kann dieser Prozess, neben den erwähnten Herausforderungen bezüglich der Spannungshaltung und thermischer Belastung der Betriebsmittel, auch mit erhöhten Netzverlusten verbunden sein, da der Strom zusätzliche Umwandlungsstufen durchlaufen muss und über längere Strecken transportiert wird [11]. 16 Einleitung

17 1 Einleitung 1.3 Dezentrale Solarstromspeicher zur Erhöhung des lokalen Eigenverbrauchs Die beschriebenen auftretenden Herausforderungen an die elektrischen Betriebsmittel von Niederspannungsnetzen mit einer hohen Durchdringung von PV-Anlagen ergeben sich erfahrungsgemäß nur an einzelnen Tagen des Jahres jeweils für überschaubare Zeiträume vorwiegend während der Mittagszeit an sonnigen Frühlings- und Sommertagen [20]. Eine generelle Ertüchtigung der Netzinfrastruktur zur Schaffung der kurzfristig benötigten zusätzlichen Übertragungskapazitäten erscheint somit teilweise unverhältnismäßig. Alternativ kann eine dezentrale und bürgernahe Lösung zur verbesserten Netzintegration von erneuerbaren Energien in der Niederspannungsebene durch eine speichergestützte Reduzierung der maximalen Einspeiseleistung von Photovoltaikanlagen erreicht werden [20]. Die Potenziale dieses Lösungsansatzes werden im folgenden Kapitel näher beschrieben. Der Betreiber eines PV-Speichers kann durch den Einsatz eines Solarstromspeichers von langfristig abgesicherten Strombezugskosten ausgehen. Durch eine Erhöhung seiner Autarkie kann er seinen Strombezug aus dem öffentlichen Stromnetz minimieren und somit der Auswirkung eines steigenden Strompreises entgegenwirken. Da die Differenz zwischen EEG-Vergütung für Solarstrom und Strombezugskosten für Endverbraucher seit Jahren stetig steigt, eröffnet sich die Möglichkeit, die individuellen Strombezugskosten durch eine Erhöhung des Eigenverbrauchs langfristig zu minimieren (siehe Abbildung 1.7). 1.3 Dezentrale Solarstromspeicher zur Erhöhung des lokalen Eigenverbrauchs Dezentrale Solarstromspeicher (PV-Speicher) werden seit einigen Jahren vermehrt in Forschung, Industrie und Öffentlichkeit diskutiert. Es handelt sich bei dieser Technologie um elektrochemische Batteriespeicher, die mit der PV-Anlage und den elektrischen Verbrauchern eines Haushaltes verbunden werden. Im Tagesverlauf speichert die Batterie einen Teil der nicht direkt lokal verbrauchten Solarenergie ein, um sie am Abend und in der Nacht bedarfsgerecht zur Verfügung zu stellen. Somit können die Eigenverbrauchsquote und der Autarkiegrad des Haushalts deutlich erhöht werden. Vorteile von PV-Speichern Die dezentrale Speicherung von Solarstrom erbringt somit bei entsprechendem Betrieb einen zweifachen Nutzen, sowohl für den Betreiber des Speichers als auch für das Verteilnetz (siehe Abbildung 1.5 und Abbildung 1.6): Abbildung 1.4: Umkehr des Lastflusses bei hohen lokalen Einspeiseleistungen in Niederspannungsnetzen. Einleitung 17

18 1 Einleitung 1.3 Dezentrale Solarstromspeicher zur Erhöhung des lokalen Eigenverbrauchs Das Stromnetz kann durch intelligent betriebene Solarstromspeicher signifikant entlastet werden. Durch ein gezieltes, netzdienliches Einspeichern des überschüssigen Solarstroms zu Zeiten der Spitzenerzeugung kann die maximale Einspeiseleistung einer PV-Anlage erheblich reduziert werden. Lokale Probleme mit der Spannungshaltung bzw. der thermischen Überlastung von Betriebsmitteln können somit verlässlich entschärft werden [20, 21]. Entlastung der Verteilnetze Der Einsatz von netzdienlich betriebenen Solarstromspeichern kann die Belastung des Netzes durch PV-Anlagen um den Faktor 1,7 bis 2,5 reduzieren, da bei gleicher installierter PV-Leistung nur 40 bis 60 % dieser Leistung auch in das Netz eingespeist wird. Somit kann bei identischer Dimensionierung eines Niederspannungsnetzes durch den Einsatz von netzdienlich betriebenen dezentralen Speichersystemen die maximale Durchdringung von PV-Leistung um den Faktor 1,7 bis 2,5 erhöht werden, ohne weitere Ertüchtigungsmaßnahmen an den elektrischen Betriebsmitteln vornehmen zu müssen. Die umfangreiche Netzflex-Studie der Deutschen Energieagentur bestätigt diese Überlegungen und identifiziert signifikante Kostenreduktionen für den Netzausbau mit Speichern im netzdienlichen Multi-Use-Einsatz [20]. Hierfür müssen die Speicher lediglich in unter 3 % der Zeit aus einem marktorientierten in einen netzdienlichen Betrieb wechseln [20]. Um einen netzdienlichen Betrieb der PV- Speichersysteme sicherzustellen und die zu erwartenden Netzzustände für den Netzbetreiber transparent zu machen, hat sich eine konstante Abregelung der PV-Anlagen an ihrem Netzanschlusspunkt bewährt. Nur der Solarstrom, der nach Abzug von direktem Eigenverbrauch und Einspeicherung in die Batterie ein definiertes Limit (z.b. 50 % der Nennleistung der PV-Anlage) überschreitet, wird abgeregelt (siehe Abbildung 1.6). Ein wesentlicher Vorteil von privat betriebenen, dezentralen PV-Speichern liegt dabei darin, dass die Investitionskosten zum Großteil durch private Investoren getragen werden, die aus persönlicher Motivation handeln. Wird der Speicher beispielsweise innerhalb von Förderprogrammen erworben, stellen diese oftmals technische Anforderungen an den netzdienlichen Betrieb (siehe Kapitel 2). Abbildung 1.5: Schematische Darstellung der Funktionsweise eines PV-Speichers. Abbildung 1.6: Reduzierung der maximalen Einspeiseleistung durch PV-Speicher. 18 Einleitung

19 1 Einleitung 1.3 Dezentrale Solarstromspeicher zur Erhöhung des lokalen Eigenverbrauchs Kontroversen Die Beurteilung der langfristigen volkswirtschaftlichen Effekte von PV-Speichern stellt heute ein politisch breit diskutiertes Themenfeld dar. Da sich die Einnahmen für den Betreiber eines Solarstromspeichers aus einem reduzierten mittleren Strombezugspreis und gegebenenfalls aus einer überlagerten Vermarktung ergeben, sind zur Beurteilung der Wirtschaftlichkeit auch die geltenden politischen Randbedingungen zu beachten. Hierbei spielt die Zusammensetzung des Strompreises eine wichtige Rolle: Der durchschnittliche Endverbraucherstrompreis im Jahr 2016 von ca. 29 Cent pro Kilowattstunde setzt sich neben den Kosten von Beschaffung, Vertrieb, Abrechnung und Netzentgelten (insgesamt ca. 46 % der Gesamtkosten) insbesondere aus Steuern und Abgaben (unter anderem EEG-Umlage, Stromsteuer, Konzessionsabgabe und Umsatzsteuer) zusammen [22]. Etwa die Hälfte der durch erhöhte Autarkie eingesparten Stromkosten wird somit der öffentlichen Hand entzogen und steht damit nicht weiter zur Deckung der zugrundeliegenden gesellschaftlichen Aufgaben zur Verfügung. Dieser Effekt wird teilweise als indirekte Subvention von Speichern bzw. als Entsolidarisierung von der Gesamtgesellschaft bewertet. Diese stellt ein wiederkehrendes Thema in der aktuellen Diskussion über die mittelfristige Zukunft von PV-Speichern und der dezentralen Erzeugung im Allgemeinen dar [23 25]. Gleichzeitig entlasten Solarstromspeicher die öffentliche Hand an anderen Stellen: So erhält der Betreiber eines PV- Speichersystems für lokal verbrauchten Solarstrom keine EEG-Vergütung - hinzukommen auf das Speichersystem entrichtete Umsatzsteuer sowie durch den Speicher erbrachte Systemdienstleistungen. Die derzeitige Bundesregierung hat in ihrem Koalitionsvertrag eine umfassende Überprüfung der geltenden Strompreiszusammensetzung, insbesondere in Hinblick auf die Einführung einer generellen Leistungskomponente im Netzentgelt auch für Privatkunden festgelegt. Eine mögliche Neugestaltung der Strompreiszusam- Abbildung 1.7: Entwicklung der Einspeisevergütung (PV-Anlagen < 10 kwp) und des durchschnittlichen Strompreises. Einleitung 19

20 1 Einleitung 1.3 Dezentrale Solarstromspeicher zur Erhöhung des lokalen Eigenverbrauchs mensetzung für private Endverbraucher wird in Folge einen maßgeblichen Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit von PV- Speichern haben und somit auch den langfristigen Erfolg der Technologie bestimmen. Sekundärnutzen von PV-Speichern Durch die steigende Anzahl dezentraler PV-Speicher ergeben sich neuartige Geschäftsmodelle. So können neben der Erhöhung von Eigenverbrauch und Autarkie (Primärnutzen) durch eine überlagerte Vermarktung (Sekundärnutzen) des Speichers zusätzliche Einnahmen generiert werden. Auf diese Weise kann die Wirtschaftlichkeit eines Solarstromspeichers verbessert werden. Die Vermarktung aggregierter Speicherkapazitäten in sogenannten Clouds, Pools oder Communities kann dabei an Märkten des Erzeugungsausgleichs oder der Systemdienstleistungen erfolgen. Hierbei wird der Kunde teilweise in Form von Stromflatrats oder anderen Vergütungsmechanismen an potenziellen Erlösen aus zusätzlichen Vermarktungen beteiligt. 20 Einleitung

21 1 Einleitung 1.3 Dezentrale Solarstromspeicher zur Erhöhung des lokalen Eigenverbrauchs Einleitung 21

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23 2 Das KfW-Förderprogramm für Solarstromspeicher 2.1 Rahmenbedingungen der Förderung 2 Das KfW-Förderprogramm für Solarstromspeicher Das erste bundesweite Förderprogramm für dezentrale Solarstromspeicher wurde im Jahr 2013 von der Bundesregierung zusammen mit der KfW-Bank aufgelegt und endete zum 31. Dezember 2015 (siehe auch Jahresbericht zum Speichermonitoring 2015 und 2016). Nach breiter öffentlicher Debatte wurde zum März 2016 mit Verweis auf den Erfolg des Förderprogramms eine zweite Periode der Speicherförderung unter verschärften technischen Anforderungen aufgelegt. Im Folgenden werden die wesentlichen Aspekte der aktuell geltenden KfW- Förderrichtlinien zusammenfassend dargestellt. 2.1 Rahmenbedingungen der Förderung Die Förderung der kombinierten PV-Speicher ist als KfW- Programm (Erneuerbare Energien Speicher, Programmnummer 275) ausgestaltet. Sie erfolgt für eine individuelle Anlage durch einen zinsgünstigen Kredit der KfW-Bank sowie einen durch das BMWi finanzierten Tilgungszuschuss (TZ). Der zeitabhängige Fördersatz (FS) für die förderfähigen Speicherkosten ist dabei degressiv ausgestaltet und sollte ursprünglich, beginnend von 25 %, halbjährlich um jeweils 3 Prozentpunkte abgesenkt werden. Im Juni 2017 wurden die Förderrichtlinien jedoch nochmals angepasst: Aufgrund der durchgehend hohen Nachfrage werden für das Jahr 2017 die Fördermittel aufgestockt, um im laufenden Jahr ca Anlagen fördern zu können allein bis Mai 2017 lagen bereits Förderanträge vor. Im Gegenzug und als Reaktion auf die weiter anhaltenden Preisdegressionen werden jedoch ebenfalls die geringeren Fördersätze früher als geplant eintreten. Die resultierenden Fördersätze sind in Tabelle 2.1 dargestellt. Tabelle 2.1: Fördersätze der förderfähigen Kosten im KfW-Programm 275. Die Möglichkeit einer Förderung steht grundsätzlich Privatpersonen, Freiberuflern, Landwirten, gemeinnützigen Antragstellern und Unternehmen nach der de-minimis Regel offen. Der Tilgungszuschuss reduziert dabei die Kreditschuld des Fördernehmers und verkürzt somit die Laufzeit des Kredites, eine Auszahlung des Tilgungszuschusses ist nicht möglich. Die Höhe der förderfähigen Kosten ist abhängig von der Art der Installation: Für Batteriespeicher, die zu einer bereits bestehenden PV-Anlage nachgerüstet werden, berechnet sie sich direkt aus den gesamten Investitionskosten sowie der Nennleistung der angeschlossenen PV- Anlage 1 : ( ) Für PV-Speichersysteme, die gleichzeitig mit einer neuen PV-Anlage installiert werden, wird ein fixer Abzug für die Kosten der PV-Anlage vom Gesamtpreis angesetzt, der /kwp beträgt. Antragszeitraum Fördersatz bis % bis % bis % bis % bis % bis % Das KfW-Förderprogramm für Solarstromspeicher 23 Bild des Kapitels simonkraus/fotolia.com

24 2 Das KfW-Förderprogramm für Solarstromspeicher 2.2 Förderungsvoraussetzungen Die förderfähigen Kosten eines PV-Speichersystems, das zusammen mit einer PV-Anlage angeschafft wird, betragen somit: ( ) Hierbei ergibt sich der Abzug für die PV-Anlage gemäß folgender Formel: Die exakten Konditionen der Kreditvergabe sind daneben von individuellen Faktoren wie der Bonität des Kreditnehmer sowie der Laufzeit des Kredites abhängig. Eine detaillierte und aktuelle Version der Förderbedingungen kann der Website der KfW-Bank entnommen werden [26]. 2.2 Förderungsvoraussetzungen Die finanzielle Förderung von PV-Speichern ist an Voraussetzungen geknüpft, die eine nachhaltige Entwicklung der Technologie begünstigen und einen netzentlastenden Betrieb der Anlagen sicherstellen sollen. Im Folgenden ist eine Zusammenfassung der aus technischer Sicht wichtigsten Voraussetzungen einer Förderung aufgelistet 1 : Gefördert werden können sowohl Batteriespeicher, die zusammen mit einer neu installierten PV-Anlage angeschafft werden, als auch Batteriespeicher, die nachträglich zu einer nach dem in Betrieb genommenen PV-Anlage installiert werden. Die maximale Nennleistung der PV-Anlage, die mit dem Batteriespeichersystem verbunden wird, darf 30 kw nicht überschreiten. Zu jeder PV-Anlage ist maximal ein Batteriespeichersystem förderfähig. Die geförderten Batteriespeichersysteme müssen sich auf dem Gebiet der Bundesrepublik Deutschland befinden und sind mindestens fünf Jahre lang zweckentsprechend zu betreiben. Die Leistungsabgabe der PV-Anlage am Netzanschlusspunkt ist durch geeignete Maßnahmen auf 50 % der Nennleistung der Photovoltaikanlage zu begrenzen. Dies entspricht, verglichen mit der ersten Periode des Förderprogramms, einer Verschärfung der Restriktion um 10 Prozentpunkte. Die Verpflichtung zur Leistungsbegrenzung besteht dauerhaft für die gesamte Lebensdauer der Photovoltaikanlage, mindestens aber 20 Jahre, und erstreckt sich damit auch auf einen eventuellen Weiterbetrieb der Photovoltaikanlage nach Außerbetriebnahme des Speichersystems. Der lokale Stromnetzbetreiber erhält dabei die Möglichkeit, die Leistungsbegrenzung der Photovoltaikanlage auf eigene Kosten zu überprüfen. Die Betreiber von KfW-geförderten PV- Speichersystemen stimmen zu, an einer wissenschaftlichen Evaluierung des Förderprogramms teilzunehmen (siehe Kapitel 2.3). Die Wechselrichter der geförderten Speichersysteme müssen über die nachfolgend aufgelisteten technischen Spezifikationen verfügen: o eine geeignete elektronische und offen gelegte Schnittstelle zur Fernparametrierung, durch die eine Neueinstellung der Kennlinien für die Wirkund Blindleistung in Abhängigkeit von den Netzparametern Spannung und Frequenz bei Bedarf möglich ist. o eine geeignete und offen gelegte Schnittstelle zur Fernsteuerung - ein Eingriff in das System des Anlagenbetreibers über diese Schnittstellen ist dabei je doch nur mit seiner ausdrücklichen Zustimmung zulässig. 24 Das KfW-Förderprogramm für Solarstromspeicher

25 2 Das KfW-Förderprogramm für Solarstromspeicher 2.3 Das Speichermonitoring Die zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme existierenden gültigen Anwendungsregeln und Netzanschlussrichtlinien für Batteriespeicher sind einzuhalten. Die elektronischen Schnittstellen des Batteriemanagementsystems und die verwendeten Protokolle sind zum Zweck der Kompatibilität mit Austauschbatterien des gleichen oder anderer Hersteller offenzulegen. Für die Batterien des Batteriespeichersystems muss eine Zeitwertersatzgarantie für einen Zeitraum von 10 Jahren vorliegen (erste Förderperiode: 7 Jahre). Hierbei wird bei Defekt der Batterien der Zeitwert der Batterien ersetzt. Der Zeitwert berechnet sich anhand einer über den Zeitraum von 10 Jahren linear angenommenen jährlichen Abschreibung. Die Zeitwertersatzgarantie ist vom Händler/Hersteller dem Käufer des Batteriesystems gegenüber zu garantieren oder über eine geeignete Versicherungslösung, deren Kosten der Händler/Hersteller trägt, zu gewährleisten. Die ordnungsgemäße und sichere Inbetriebnahme des Solarstromspeichers ist durch eine geeignete Fachkraft zu bestätigen und nachzuweisen. Von der Förderung ausgeschlossen sind: o Eigenbauanlagen o Prototypen (Als Prototyp gelten grundsätzlich Anlagen, die in weniger als 4 Exemplaren betrieben werden oder betrieben worden sind) o Gebrauchte Anlagen 1 Dies stellt einen Auszug der wichtigsten Punkte dar, kann allerdings keinen Anspruch auf Aktualität oder Vollständigkeit erheben. Die vollständigen Förderbedingungen können dem Dokument "Bekanntmachung Förderung von stationären und dezentralen Batteriespeichersystemen zur Nutzung in Verbindung mit Photovoltaikanlagen vom 17. Februar 2016" [27] sowie dem Dokument "Anlage zum Merkblatt Erneuerbare Energien - Speicher Technische Mindestanforderungen" [26] entnommen werden 2.3 Das Speichermonitoring Das Speichermonitoring stellt die wissenschaftliche Begleitungsforschung des Förderprogramms dar. Es wird durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie gefördert und vom Institut für Stromrichtertechnik und elektrische Antriebe (ISEA) der RWTH Aachen durchgeführt. Ziel des Monitoringprogramms ist, ein umfassendes Verständnis über die Effekte der wachsenden Marktbedeutung dezentraler Speichersysteme zu gewinnen und den Einfluss des Erfassung der Daten durch Nutzer Stammdaten (Basis-Monitoring) Datenbank des Webportals Erfassung der Daten durch Messgeräte Hochauflösende Messdaten (Intensiv-Monitoring) Einzelne Zählerstände (Standard-Monitoring) Logfiles der Zählerstände (Standard-Monitoring) Abbildung 2.1: Übersicht des Datenbank Inputs(Übertragung durch manuelle Eingabe (dunkelblau) und automatisierte Routine (hellblau)). Das KfW-Förderprogramm für Solarstromspeicher 25

26 2 Das KfW-Förderprogramm für Solarstromspeicher 2.3 Das Speichermonitoring Förderprogramms auf die Markt- und Technologieentwicklung von Solarstromspeichern zu evaluieren. Mit regelmäßigen Fachbeiträgen auf Konferenzen und durch Veröffentlichungen in Fachmedien sowie auf dem Webportal werden der Öffentlichkeit regelmäßig unabhängige Informationen zur Verfügung gestellt. Das Monitoringprogramm gliedert sich organisatorisch in die drei Phasen des Basis-, Standard- und Intensiv-Monitorings. Basis-Monitoring Die Datenbasis des Basis-Monitoring sind manuell eingetragene Stammdaten zu KfW-geförderten Speicherbetreibern und ihren Systemen. Aus diesen Daten kann ein Überblick über die Markt- und Technologieentwicklung gewonnen werden. Standard-Monitoring Das Standard-Monitoring umfasst die Auswertung manuell eingetragener Zählerstände einiger KfW-geförderten Speicherbetreiber. Diese werden beispielsweise für den Stromverbrauch oder die Bestimmung von Eigenverbrauchs- und Autarkiegraden verwendet. Intensiv-Monitoring Im Intensiv-Monitoring werden derzeit 4 Speichersysteme im Labor und 20 privat betriebene Systeme von KfWgeförderten Speicherbetreibern hochauflösend im Feld vermessen. Die automatisch erfassten und übertragenen Messdaten dienen für tiefergehende Systemauswertungen wie Wirkungsgrade oder Belastungshäufigkeiten Vorstellung des Webportals Mitte 2014 wurde unter der Domain eine Projektwebsite zum Speichermonitoring erstellt. Diese bietet den Teilnehmern des Förderprogramms eine komfortable Möglichkeit, im Rahmen des Basis- und Standard-Monitorings Daten zur wissenschaftlichen Auswertung zu übermitteln und stellt zudem interessierten Personen unabhängige Informationen zum Themenkomplex dezentraler Solarstromspeicher zur Verfügung. In den folgenden Abschnitten werden die unterschiedlichen Aspekte der Webpräsenz des Speichermonitorings kurz zusammengefasst. Für eine detailliertere Beschreibung des Webportals sei auf die vorherigen Jahresberichte aus den Jahren 2015 und 2016 verwiesen. Informationsportal Solarstromspeicher Das Webportal bietet ein umfangreiches durch eine unabhängige wissenschaftliche Redaktion erstelltes Informationsportal. Zu den Thematiken zählen die dezentralen Speicherung von Strom aus Photovoltaikanlagen, die Förderung dezentraler Speicher durch die KfW-Bank sowie die wissenschaftliche Untersuchung von PV-Speichern. Registrierung und Stammdatenerfassung Zur Eingabe der Stammdaten, die im Rahmen des Basis- Monitorings erforderlich sind, wurde ein dynamischer Online- Fragebogen unter dem Reiter Meine Anlage erstellt. Dieser bietet den Vorteil, dass er durch die Teilnehmer zu jeder beliebigen Zeit ortsunabhängig ausgefüllt werden kann. Im Verlauf der Registrierung ist es jederzeit möglich, die Dateneingabe zu unterbrechen und zu einem späteren Zeitpunkt fortzusetzen. Zu anspruchsvolleren Fragen können Hilfestellungen eingeblendet werden, die auch technisch weniger versierten Personen ein zügiges und komfortables Ausfüllen des Fragebogens ermöglichen sollen. Im Anschluss an eine erfolgreiche Registrierung kann umgehend ein automatisch erstellter Teilnahmenachweis ausgedruckt werden, der zur Bestätigung der Teilnahme am Monitoring an die KfW-Bank weitergeleitet werden kann. 26 Das KfW-Förderprogramm für Solarstromspeicher

27 2 Das KfW-Förderprogramm für Solarstromspeicher 2.3 Das Speichermonitoring FAQ und Support Um mögliche Fragen und Probleme von Nutzern der Website und Interessenten rund um die Registrierung zum Speichermonitoring zu beantworten, wird auf der Website ein Kontaktformular zur Verfügung gestellt. Zur Beantwortung der eingehenden Nachrichten steht am ISEA geschultes Personal zur Verfügung, das Hilfestellungen bei Beantwortung des Fragebogens gibt oder fehlerhafte Datenbankeintragungen im Nachhinein korrigieren kann. Wiederkehrende Fragen von Nutzern werden darüber hinaus in einem FAQ (englisch: Frequently asked questions, deutsch: Häufig gestellte Fragen) zusammengefasst und beantwortet. Nur berechtigte Personen haben Zugriff auf die Daten. Gespeicherte Daten sind jederzeit vor Zugriff oder Änderung durch Dritte gesichert Datenschutz Datenschutz stellt im Rahmen des Speichermonitorings ein zentrales Thema dar. Im Vorfeld des Monitoringprogramms wurde dazu in Zusammenarbeit mit dem Datenschutzbeauftragten der RWTH Aachen ein umfassendes Datenschutzkonzept erarbeitet, das sowohl eine größtmögliche Sicherung der gesammelten Daten gewährleistet als auch eine größtmögliche Transparenz für die Teilnehmer des Monitoringprogramms über das Ausmaß der Erhebung und die Verarbeitung ihrer Daten beinhaltet. Die vollständige zugrundeliegende Datenschutzerklärung kann auf der Webseite eingesehen werden: Zentrale Punkte der erarbeiteten Datenschutzerklärung sind: Die Auswertung der Daten des Basis-Monitorings und des Standard-Monitorings erfolgen stets aggregiert und anonym. Eine Nutzung der erhobenen Daten außerhalb der wissenschaftlichen Analyse, insbesondere eine Weitergabe der Daten zu Werbe- oder Marketingzwecken, ist ausgeschlossen. Die gespeicherten Daten werden nach Ende der Projektlaufzeit gelöscht oder in einer geeigneten Weise vollanonymisiert. Das KfW-Förderprogramm für Solarstromspeicher 27

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29 3 Das Basis-Monitoring Vorstellung der Datenbasis 3 Das Basis-Monitoring Im Basis-Monitoring werden die Auswirkungen des Förderprogramms auf die Markt- und Technologieentwicklung von Solarstromspeichern analysiert, um somit ein möglichst objektives und umfängliches makroskopisches Gesamtbild des deutschen Speichermarktes zu generieren. Hierzu werden zu jedem KfW-geförderten PV-Speichersystem einmalig Daten innerhalb einer Registrierung erhoben. Zu diesen Daten zählen unter anderem der Hersteller des Solarstromspeichers, die Größe der Batteriekapazität sowie der Kaufpreis des Speichersystems. Die Analyse der im Basis-Monitoring erhobenen Stammdaten erlaubt es unter anderem, statistische Aussagen über die Anzahl und Typen von Batteriespeichern, ihre Dimensionierung, durchschnittliche Preise oder geographische Verteilung in Deutschland zu treffen. 3.1 Vorstellung und Aufbereitung der Datenbasis Dieses Kapitel stellt die Datenbasis inklusive ihrer Aufbereitung und der angewendeten Konsistenzbedingungen vor Vorstellung der Datenbasis Die Daten können durch die Fördernehmer über die Website in ein Onlineformular eingegeben werden. Der auszufüllende Fragebogen wurde dabei so gestaltet, dass er auch von Personen ohne tiefergehendes technisches Fachwissen in möglichst kurzer Zeit beantwortet werden kann. Um den Teilnehmern die Dateneingabe zu erleichtern, werden beispielsweise Hilfestellungen zu allen technischen Fragen angeboten. Die im Rahmen des Basis-Monitorings gesammelten Daten umfassen unter anderem: Endkundenpreis, Installationsdatum und Nennleistung der PV-Anlage Endkundenpreis und Installationsdatum des Batteriespeichers Art des Speichersystems (1- oder 3-phasig, DC- oder AC-gekoppelt) Batterietyp (Lithium-Ionen, Blei-Säure oder Andere) Installierte und/oder nutzbare Kapazität des Batteriespeichers Freiwillige Angaben bezüglich der Anzahl der Bewohner im Haushalt, des jährlichen Energieverbrauchs sowie des aktuellen Strompreises Zum Stichtag der Auswertung, den 10. April 2017, standen die Stammdaten von rund registrierten Speichersystemen zur Verfügung. Verglichen mit den von der KfW-Bank veröffentlichten Zahlen, die bis Ende Mai mehr als Kreditzusagen für geförderte PV-Speicher vermelden konnte, scheint diese Anzahl zunächst gering zu sein. Die Abweichung zwischen der Anzahl an Kreditzusagen durch die KfW-Bank und den bereits beim Speichermonitoring registrierten Anlagen ist dabei teilweise auf den üblichen Zeithorizont zwischen Kreditzusage und Beantragung des Tilgungszuschusses zurückzuführen: Der Nachweis zur Registrierung zum Speichermonitoring ist erst bei Beantragung des Tilgungszuschusses erforderlich, der typischerweise erst in einem Zeitrahmen von sechs bis neun Monaten nach Erteilung einer Kreditzusage durch die KfW-Bank erfolgt. In einzelnen Fällen sind die Zeiträume zwischen Beantragung des Tilgungszuschusses und der Registrierung aber auch deutlich größer Aufbereitung und Konsistenzbedingungen der Datenbasis Die Daten des Basis-Monitorings werden über Online- Fragebögen manuell von Privatpersonen eingetragen; etwa- Das Basis-Monitoring 29 Bild des Kapitels silvanorebai/fotolia.com

30 3 Das Basis-Monitoring Aufbereitung und Konsistenzbedingungen der Datenbasis ige Fehler bei der Eingabe können somit grundsätzlich nicht ausgeschlossen werden. Die Bandbreite möglicher Fehler bei einer manuellen Eingabe von Daten in Onlineformularen reicht von Rechtschreibfehlern oder falsch eingetippten Zahlenwerten über Missverständnisse bei der Interpretation des gefragten Wertes bis hin zu fehlenden Informationen oder Desinteresse des Nutzers bezüglich der Eingabe oder Suche nach zutreffenden Daten. Zur Sicherstellung einer akzeptablen Datenqualität werden im Rahmen des Speichermonitorings die folgenden Maßnahmen ergriffen: Präventive Maßnahmen Präventive Maßnahmen zur Sicherstellung einer qualitativ hochwertigen Datenbasis sind unter anderem: Hilfestellungen bei der Beantwortung des Fragebogens o Farblich hervorgehobene Markierungen der angefragten Angaben auf einem möglicherweise ausgestellten Speicherpass o Nennung der Dokumente, in denen die gesuchten Angaben zu finden sind Einschränken der möglichen Eingabeoptionen o Feste Formatierung der Felder (nur Zahlen oder Buchstaben möglich, Vorgabe eines Trennzeichens, etc.) Bereinigung der Datensätze Trotz der genannten präventiven Maßnahmen kann nicht ausgeschlossen werden, dass manche Eingaben der Nutzer fehlerhaft sind. Aus diesem Grund wurden am ISEA Algorithmen entwickelt, die laufend Fehler und Inkonsistenzen identifizieren. Je nach Fehlerart wird entweder eine automatische Fehlerbehebung vorgenommen oder eine manuelle Prüfung angefordert. Tabelle 3.1 liefert einen Überblick über die häufigsten Fehlerarten, ihre Konsequenzen und die vorgenommenen Korrekturen. Einige wiederkehrende Fehleinträge in der Datenbank beruhen auf teilweise irreführenden Angaben, mit denen Hersteller ihre Speichersysteme bewerben. Insbesondere der Netzanschluss von einphasigen Speichersystemen wird häufig unter dem Label Dreiphasiger Eigenverbrauch (oder ähnlich) beworben. Rein technisch gesehen ist dies zwar korrekt, da der Stromverbrauch von Privathaushalten seitens der Netzbetreiber stets bilanziell, also ohne Differenzierung der einzelnen Phasen, erhoben wird. Die Auswertung der Daten des Basis- Monitorings ergab jedoch, dass ein Großteil der Betreiber von einphasigen Speichern sich dessen tatsächlich nicht bewusst war und stattdessen nach bestem Wissen angab, ein dreiphasiges System zu betreiben. Dies führte zu erheblichen Mengen an Fehleingaben: In einer Metaanalyse bezüglich der Angaben zum Netzanschluss der registrierten Speichersysteme im Jahr 2016 konnte eine Fehlerquote von über 50 % bei dieser Frage festgestellt werden. Die Betreiber von dreiphasigen Speichern wiesen dabei durchgehend niedrigere Fehlerquoten auf als die Betreiber von einphasigen Speichern. Dies deckt sich mit der Marktbeobachtung, dass Speicher mit dreiphasigem Netzanschluss in der Regel auch aktiv damit werben, während Speicher mit einphasigem Netzanschluss dies eher nicht in den Vordergrund stellen. Für eine ausführliche Behandlung des Themas der Datenaufbereitung wird an dieser Stelle auf das Kapitel Datenbereinigung innerhalb des Jahresberichts 2016 [28] verwiesen. 30 Das Basis-Monitoring

31 3 Das Basis-Monitoring Aufbereitung und Konsistenzbedingungen der Datenbasis Tabelle 3.1: Art, Konsequenzen und Korrektur von Eingabefehlern innerhalb des Basis-Monitorings. Fehlerart Konsequenz Korrektur Rechtschreibfehler und abweichende Schreibweisen Möglicherweise inkorrekte Erfassung der Anzahl der geförderten Systeme eines Herstellers Algorithmische Clusterungen mithilfe folgender Methoden: (ngram-)fingerprint Zusammenführen von Begriffen unterschiedlicher Groß- und Kleinschreibung oder Sonderzeichenverwendung Levenshtein Abgleich von Schreibweisen, die sich deutlich unterscheiden Metaphone3 Durch Verwendung eines Lautsprachewörterbuchs führt diese Clustermethode Begriffe zusammen, die eine ähnliche Aussprache oder Betonung aufweisen. Falsche oder fehlende Eingaben Verzerrung statistischer Größen wie Mittelwert oder Standardabweichung Erkennung durch Algorithmen Abfrage leerer Felder Einschränkung des Wertebereichs Verletzung der Logik (z.b. nutzbare Kapazität > installierte Kapazität) Behebung durch manuelle Bearbeitung Literaturrecherche des Systems Abgleich mit anderen Systemen der Datenbank Kontaktaufnahme mit Nutzern Zur Auswertung des Basis-Monitorings wurden Konsistenzbedingungen erarbeitet, die eine hohe Qualität der Analyse sicherstellen sollen. Inkonsistente oder fehlerhafte Datensätze werden somit kontinuierlich aus der Analyse herausgefiltert und beeinflussen die (häufig aggregierten) Auswertungen somit nicht. Tabelle 3.2 gibt eine Übersicht der definierten Kriterien, anhand derer die Analysen in diesem Kapitel erfolgen. Diese werden dabei jeweils nur bei Bedarf angewendet. Zur Auswertung der geographischen Verteilung von PV-Speichern in Deutschland werden somit beispielsweise auch solche Systeme herangezogen, die bei der Berechnung der durchschnittlichen nutzbaren Speicherkapazitäten aus der Analyse herausgehalten werden müssen, da sie diesbezüglich inkonsistente Werte aufweisen. Die angefertigten Analysen basieren somit teilweise auf unterschiedlichen Grundgesamtheiten an ausgewerteten Systemen. Die Konsistenzbe- Das Basis-Monitoring 31

32 3 Das Basis-Monitoring Aufbereitung und Konsistenzbedingungen der Datenbasis dingungen sind zur besseren Vergleichbarkeit der Ergebnisse identisch zu denen der Analysen des Jahresberichtes 2016 [28]. Angegebene Kapazitäten Wenn die angegebene nutzbare Kapazität des Speichersystems größer ist als die angegebene installierte Kapazität, wird dies als Tippfehler interpretiert. Die Werte werden automatisch getauscht. Batterietechnologie Fast 250 Teilnehmer des Monitoringprogramms gaben an, Batterien zu verwenden, die weder auf Lithium-Ionen- noch auf Blei-Säure-Technologie basieren. Nach manueller Kontrolle dieser Angaben konnten jedoch lediglich fünf Redox- Fow-Batterien identifiziert werden. Alle übrigen Einträge stellten sich als fehlerhaft heraus und wurden entsprechend korrigiert. In den vorgestellten Auswertungen werden die Redox-Flow-Batterien aufgrund ihres sehr geringen Anteils von unter 0,05 % der Datenbasis vernachlässigt. Werden PV-Anlage und Speichersystem zusammen installiert, darf das Speichersystem (inkl. Batterie) maximal 80 % des Gesamtpreises der Installation (bestehend aus PV- Modulen, Wechselrichter, Speicher und Montage) ausmachen. Hiermit sollen mögliche Tippfehler ausgeschlossen werden. Installationspreis Wird der Solarstromspeicher als Paketpreis "inkl. Installation" verkauft, so wird ein Abzug der mittleren Installationskosten vorgenommen, um die tatsächlichen Speichersystemkosten zu ermitteln. 1 Ein Speicherpass ist ein vom Bundesverband Solarwirtschaft (BSW) und Zentralverband der Deutschen Elektro- und Informationstechnischen Handwerker (ZVEH) herausgegebenes standardisiertes Dokument, auf dem der Installateur des PV-Speichersystems alle relevanten technischen Daten übersichtlich zusammengefasst eintragen kann. Preisaufteilung von nachgerüsteten Speichersystemen Wird ein Batteriespeicher zu einer bestehenden PV-Anlage nachgerüstet, so muss das Speichersystem (inkl. Batterie) mindestens 70 % des angegebenen Gesamtpreises ausmachen, um zur Auswertung zugelassen zu werden. Auf diese Art sollen mögliche Tippfehler ausgeschlossen werden. Preisaufteilung von Komplettinstallationen Tabelle 3.2: Konsistenzbedingungen des Basis-Monitorings. Wert Nennleistung der PV-Anlage Installierte Batteriekapazität Nutzbare Batteriekapazität Angegebene Batteriekapazität Systempreis (inkl. Batterie) Gültigkeitsbedingung 1 30 kwp 1 50 kwh kwh Blei-Säure oder Lithium-Ionen (inkl. MwSt.) 32 Das Basis-Monitoring

33 3 Das Basis-Monitoring Volumen und Verteilung der in Deutschland betriebenen dezentralen Solarstromspeicher 3.2 Auswertung des Basis-Monitorings Die Datengrundlage des Basis-Monitorings ermöglicht vielseitige Auswertungen zur Markt- und Technologieentwicklung dezentraler Solarstromspeicher in Deutschland. In diesem Kapitel werden ausgewählte Analysen vorgestellt und diskutiert Volumen und Verteilung der in Deutschland betriebenen dezentralen Solarstromspeicher Abbildung 3.1 zeigt die halbjährlichen Zubauraten dezentraler Solarstromspeicher in Deutschland seit Beginn des KfW- Förderprogramms im Mai 2013 bis April In Abbildung 3.2 sind dieselben Zahlen kumuliert dargestellt. In beiden Abbildungen wird jeweils zwischen den KfW-geförderten PV- Speichern und den insgesamt in Deutschland installierten PV-Speichern unterschieden. Die Anzahl der Kreditzusagen durch die KfW-Bank ist in Abbildung 3.1 und Abbildung 3.2 in dunkelblau dargestellt. Da zwischen Kreditzusage durch die KfW-Bank und Installation der Speicher jeweils unterschiedlich lange Zeiträume liegen, kann die Anzahl der tatsächlich im Feld betriebenen Speicher leicht von den dargestellten Zahlen abweichen. Zur weiteren Beschreibung von Abbildung 3.2 kann diese in drei charakteristische Bereiche eingeteilt werden: Jahre 2013 bis 2015 Jahr 2016 Jahr 2017 Für den ersten Zeitraum von 2013 bis 2015 wird analog zu vorherigen Schätzungen von einem verhältnismäßig konstanten Anteil an KfW-geförderten Speichern von rund 55 % ausgegangen. Der hohe Anstieg gegen Ende 2015 ist dadurch zu erklären, dass zunächst ein Ende des Förderprogramms erwartet wurde und es deswegen zu einem Mitnahmeeffekt kam: Um noch von der Förderung zu profitieren, wurden für das Folgejahr geplante Investitionen kurzfristig vorgezogen. Im Jahr 2016 (zweiter Zeitraum) konnten mehrere Entwicklungen beobachtet werden: Die Systempreise fielen, die Tilgungszuschüsse sanken und in der Öffentlichkeit wurde zeitweise Kritik an dem zunächst verkündeten Ende und der darauffolgenden Weiterführung des KfW-Förderprogramms laut. Die Kombination dieser Effekte trug dazu bei, dass der Anteil an KfW-geförderten Speicherinstallationen zurückging. Für das erste Halbjahr 2016 wird daher von einem Anteil an KfW-geförderten Speichersystemen von ca. 40 % ausgegangen. Zur Extrapolation der Speicherinstallationszahlen während des Förderstopps von Oktober bis Dezember 2016 wurden die PV-Zubauzahlen von Anlagenleistungen bis zu 30 kwp der Bundesnetzagentur herangezogen [29]: Zunächst wurde der durchschnittliche Anteil an PV-Anlagen mit installierten Speichern ermittelt und anschließend mit den monatlichen Meldungen von PV-Anlagen der Monate Oktober bis Dezember 2016 multipliziert. Hierbei wurde zwischen gleichzeitiger Installation und der Nachrüstung von bestehenden PV- Anlagen unterschieden. Nach dieser Methode ergibt sich gegen Ende 2016 eine Gesamtanzahl von ca PV- Speichern. Laut KfW-Bank wurden bis Ende 2016 insgesamt rund Förderzusagen für Solarstromspeicher erteilt. Für den dritten Zeitraum (Januar bis April 2017) wurden weiter sinkende Anteile an KfW-geförderten Speichern bei gleichzeitigem Marktwachstum angenommen. Aufgrund des abgesunkenen Fördersatzes wird für das erste Halbjahr 2017 davon ausgegangen, dass nur noch jedes dritte neue Speichersystem KfW-gefördert ist. Insgesamt ergibt sich zum Ende April 2017 somit eine Gesamtanzahl von ca PV-Speichern im deutschen Stromnetz. Das Basis-Monitoring 33

34 3 Das Basis-Monitoring Volumen und Verteilung der in Deutschland betriebenen dezentralen Solarstromspeicher ISEA RWTH Aachen Abbildung 3.1: Halbjährliche Zubauraten an PV-Speichern in Deutschland von Mai 2013 bis April ISEA RWTH Aachen Abbildung 3.2: Kumulierte Anzahl der Installationen von PV-Speichern in Deutschland von Mai 2013 bis April Das Basis-Monitoring

35 3 Das Basis-Monitoring Volumen und Verteilung der in Deutschland betriebenen dezentralen Solarstromspeicher Geographische Verteilung von PV-Speichern in Deutschland In Abbildung 3.3 ist die geographische Verteilung der PV- Speichersysteme in Deutschland sowohl absolut (links) als auch relativ pro Haushalte (rechts) dargestellt. Dabei wird die Zuordnung der Systeme zu den Bundesländern gemäß der geographischen Verteilung der KfWgeförderten Systeme vorgenommen. Bei den absoluten Werten zeigt sich einerseits eine Häufung von PV-Speichern in den südlichen Bundesländern Bayern und Baden- Württemberg; daneben weist auch Nordrhein-Westfalen eine hohe Anzahl an registrierten PV-Speichern auf. Hierbei sind in Bayern mit einer Gesamtzahl von ca die meisten Speicher installiert. In den mittel- und ostdeutschen Bundesländern fällt die Anzahl der installierten Speichersysteme dagegen jeweils deutlich geringer aus. Verglichen mit der Analyse in den Jahresberichten 2015 und 2016 ist somit keine signifikante Veränderung der räumlichen Verteilung festzustellen: Die Konzentration von PV-Speichern auf die bevölkerungs- bzw. sonnenreichen Bundesländer im Westen und Süden der Republik zum einen und eine dagegen unter durchschnittliche Verteilung von Speichersystemen im Norden bzw. Osten Deutschlands deckt sich auch mit der allgemeinen Verteilung von kleinen PV-Anlagen in Deutschland [31]. Die haushaltsbezogenen Speicherinstallationszahlen bestätigen eine verstärkte Konzentration der PV-Speicher in Bayern sowie eine geringere Verteilung in den nördlichen und östlichen Bundesländern Deutschlands. Die westlichen Bundesländer hingegen weisen eine durchschnittliche Dichte an PV-Speichern auf. Hierbei ist auffällig, dass die verhältnismäßig hohe absolute Anzahl an Speichern in NRW durch die vielen Haushalte in diesem Bundeland relativiert ISEA RWTH Aachen ISEA RWTH Aachen Abbildung 3.3: Geographische Verteilung der Solarstromspeicher in Deutschlandabsolut (links) und relativ pro Haushalte (rechts). Haushaltszahlen übernommen aus [30]. Das Basis-Monitoring 35

36 3 Das Basis-Monitoring Volumen und Verteilung der in Deutschland betriebenen dezentralen Solarstromspeicher wird. Im Gegensatz dazu behalten Baden-Württemberg und Niedersachen ihre hervorgehobene Stellung nach Bayern auch bei den haushaltsbezogenen Analysen bei. In Tabelle 3.3 wird der Zubau an PV-Anlagen mit dem der Solarstromspeicher in Zusammenhang gebracht. Hierbei werden, wie auch bei der KfW-Förderung, kleine PV- Anlagen bis zu einer Leistung von 30 kwp aus den Meldezahlen der Bundesnetzagentur betrachtet [29]. Die Tabelle beinhaltet den Zubau kleiner PV-Anlagen sowie die Installationen von PV-Speichersystemen für die jeweiligen Bundesländer im Jahr Insgesamt wurden im Jahr 2016 ca kleine PV-Anlagen und ca Solarstromspeicher mit einer kumulierten nutzbaren Kapazität von ca kwh in Deutschland installiert. Zusammengeführt ergibt sich dadurch rein rechnerisch ein Verhältnis von PVzu Speicherzubau von ca. 46 %. Die gewichtete durchschnittliche Kapazität aller Speicher beträgt 6,78 kwh für das Jahr 2016 (siehe auch Kapitel 3.2.2, Verweis auf Kapazitätsauswertungen). Anhand der Übersicht ist (analog zur unterschiedlichen Verteilung der Speicher in Deutschland) ebenfalls ein variierender Anteil an PV-Anlagen mit Speichern in Abhängigkeit von dem Bundesland erkennbar. Extremwerte sind dabei ein Anteil von ca. 15 % in Thüringen und im Saarland sowie ein verhältnismäßig hoher Anteil von ca. 76 % in Bayern. Verglichen mit den vorherigen Jahren zeigt sich weiterhin ein Wachstum des PV-Speichermarkts gegenüber dem der PV- Anlagen: Wurden im Jahr 2014 noch durchschnittlich weniger als 14 % der neuen PV-Anlagen mit einem Speichersystem installiert, so stieg diese Zahl bis Ende 2016 auf ca. 46 % in Das Basis-Monitoring

37 3 Das Basis-Monitoring Volumen und Verteilung der in Deutschland betriebenen dezentralen Solarstromspeicher Tabelle 3.3: Zusammenfassung des Zubaus kleiner PV-Anlagen bis 30 kwp und Solarstromspeicher in Deutschland für das Jahr Bundesland Zubau PV-Anlagen P <= 30 kwp [Anzahl] Zubau PV-Speicher [Anzahl] Zubau der kumulierten Batteriekapazität [kwh] Verhältnis Speicher zu PV-Anlagen [%] Durchschnittliche nutzbare Batteriekapazität pro Speicher [kwh] Baden-Württemberg ,69 6,90 Bayern ,86 6,73 Berlin ,22 6,68 Brandenburg ,18 6,66 Bremen ,50 6,51 Hamburg ,45 6,29 Hessen ,19 6,83 Mecklenburg-Vorpommern ,43 8,00 Niedersachsen ,26 6,76 Nordrhein-Westfalen ,36 6,93 Rheinland-Pfalz ,25 6,58 Saarland ,06 6,34 Sachsen ,54 7,21 Sachsen-Anhalt ,79 6,71 Schleswig-Holstein ,77 5,98 Thüringen ,68 6,58 Aggregierte Auswertung Summe: Summe: Summe: Durchschnitt: 46,29 Durchschnitt: 6,78 Das Basis-Monitoring 37

38 3 Das Basis-Monitoring Markthäufigkeiten unterschiedlicher Speichersystemgrößen Markthäufigkeiten unterschiedlicher Speichersystemgrößen In Abbildung 3.4 sind die nutzbaren Kapazitäten der beim Speichermonitoring registrierten PV-Speicher für die Jahre 2013 bis 2016 nach ihrer Markthäufigkeit aufgeschlüsselt. Für eine übersichtliche Darstellung wird der Anteil oberhalb von 15,5 kwh nutzbarer Speicherkapazität zusammengefasst, da weniger als 1 % der Speichersysteme oberhalb dieses Werts liegen. Zudem werden die Datenreihen zur besseren Übersichtlichkeit in die Zeiträume Mai 2013 bis Ende 2015 und Anfang 2016 bis April 2017 eingeteilt. Im ersten Zeitraum kann eine gehäufte Verteilung der Speicher um 4-5 kwh und ein Maximum bei Kapazitätsgrößen bei ca. 8 kwh erkannt werden. Die gehäufte Verteilung entspricht dabei zu großen Teilen Lithium-Ionen- Speichersystemen, die anfangs aufgrund ihrer hohen spezifischen Kosten noch tendenziell kleiner ausgelegt wurden. Das Maximum bei 8 kwh nutzbarer Speicherkapazität ergibt sich dagegen nahezu ausschließlich aus den in diesem Zeitraum sehr marktstarken Blei-Speichern der Marke Senec (DEV): Aufgrund des sehr günstigen spezifischen Preises entschieden sich zahlreiche Kunden für den Kauf dieses Produkts mit überdurchschnittlicher Kapazität. Die Dichtefunktion des zweiten Zeitraums hingegen verdeutlicht den seit 2015 anhaltenden Trend von Lithium-Ionen- Speichern hin zu größeren nutzbaren Kapazitäten. Auffällig ist hierbei insbesondere der vermehrte Anteil an Lithium- Ionen-Speichersystemen um 6 kwh, der im betrachteten Zeitraum einen Anteil von über 25 % einnimmt. Mit dem starken Rückgang der Verkaufszahlen von Speichersystemen mit Blei-Säure-Batterien (siehe auch Kapitel 3.2.4) normalisierte sich auch die Verteilung um eine nutzbare Kapazität von 8 kwh. Analog zu den Beobachtungen im Jahresbericht 2016 sind ISEA RWTH Aachen Abbildung 3.4: Dichtefunktionen der nutzbaren Kapazität der registrierten Solarstromspeicher. 38 Das Basis-Monitoring

39 3 Das Basis-Monitoring Markthäufigkeiten unterschiedlicher Speichersystemgrößen die Marktsegmente oberhalb von 10 kwh und unterhalb von 2 kwh nutzbarer Kapazität mit einem kumulierten Anteil unterhalb von 15 % relativ schwach ausgeprägt. Dies ist insbesondere darauf zurückzuführen, dass zum effizienten Betrieb eines großen Speichersystems auch eine große PV- Anlage sowie ein hoher Energieverbrauch erforderlich sind, der in den meisten Privathaushalten nicht gegeben ist. Sehr kleine Speichersysteme sind dagegen aufgrund der bestehenden Fixkosten für Leistungselektronik und Installation oft wirtschaftlich nicht attraktiv und bieten lediglich die Möglichkeit, wenig Energie zu speichern. Nutzbare Speicherkapazität in Abhängigkeit der PV- Nennleistung In Abbildung 3.5 sind die durchschnittlichen Auslegungen der beim Speichermonitoring registrierten Batteriespeicher für unterschiedliche Leistungsklassen von PV-Anlagen dargestellt. Analog zu den Ergebnissen aus den vorherigen Jahresberichten zeigt sich, dass es für PV-Anlagen im Leistungsbereich kleiner 15 kwp eine moderate positive Korrelation zwischen PV-Anlagengröße und nutzbarer Kapazität des Batteriespeichers gibt. So besitzen Anlagenbetreiber mit kleineren PV-Anlagen in der Regel auch eher kleiner dimensionierte Speichersysteme, während Betreiber größerer PV- Anlagen im Mittel zu größeren Batteriekapazitäten tendieren. Dies ist im Sinne einer möglichst vollständigen Ausnutzung der nutzbaren Kapazität der Batterie nachvollziehbar: Der größere und dadurch kostenintensivere Speicher soll im Sinne einer wirtschaftlich optimalen Betriebsweise möglichst täglich durch die PV-Anlage vollgeladen werden, da ungenutzte Speicherkapazitäten bezogen auf eine Amortisierung durch eingesparte Stromkosten keinen Mehrwert erbringen können. Ein großer Speicher benötigt somit eine große PV- Anlage, um regelmäßig vollgeladen zu werden. ISEA RWTH Aachen Abbildung 3.5: Durchschnittlich nutzbare Batteriekapazität der registrierten PV-Speicher in Abhängigkeit von der installierten PV-Nennleistung. Zeitraum: Mai 2013 bis April Das Basis-Monitoring 39

40 3 Das Basis-Monitoring Marktanteile der Hersteller von geförderten PV- Speichern In der Leistungsklasse größer 15 kwp ist eine stärkere Zunahme der Batteriekapazität erkennbar. Dies ist insbesondere darauf zurückzuführen, dass ab solaren Nennleistungen von 15 kwp nicht mehr nur privat betriebene Speicheranlagen, sondern vermehrt (insbesondere landwirtschaftliche) Betriebe mit großen Dach- oder Freiflächen und entsprechend dimensionierten PV-Anlagen bis 30 kwp in die Bewertung einfließen. Daneben weisen gewerbliche Betreiber von kombinierten PV-Speichersystemen häufig auch einen erhöhten Strombedarf auf (siehe hierzu auch Abbildung 3.6). Nutzbare Speicherkapazität in Abhängigkeit des jährlichen Stromverbrauchs Abbildung 3.6 zeigt die typischen Auslegungen der registrierten Batteriespeichersysteme in Abhängigkeit vom durchschnittlichen jährlichen Stromverbrauch der Haushalte. Es kann eine moderate positive Korrelation zwischen der nutzbaren Batteriespeicherkapazität mit steigendem Stromverbrauch erkannt werden. Zu beachten ist hierbei die nichtlineare Skalierung der x-achse: Diese wird aus dem Grund vorgenommen, dass die meisten Haushaltskunden einen durchschnittlichen Stromverbrauch unterhalb von kwh/a besitzen (siehe dazu auch Kapitel 4.2.2). Oberhalb eines jährlichen Stromverbrauchs von kwh ist wiederum ein starker Anstieg der nutzbaren Speicherkapazität zu beobachten. Auch dies kann vor allem auf (landwirtschaftliche) Betriebe zurückgeführt werden, die neben erweiterten Dach- bzw. Freiflächen zur Installation von PV- Modulen typischerweise auch einen gegenüber Haushalten erhöhten jährlichen Strombedarf haben Marktanteile der Hersteller von geförderten PV-Speichern In Abbildung 3.7 bis Abbildung 3.9 sind drei Auswertungen der Marktanteile der Hersteller von Solarstromspeichern ISEA RWTH Aachen Abbildung 3.6: Durchschnittlich nutzbare Batteriekapazität der registrierten PV-Speicher in Abhängigkeit von dem jährlichen Stromverbrauch. 40 Das Basis-Monitoring

41 3 Das Basis-Monitoring Marktanteile der Hersteller von geförderten PV- Speichern unter den für das Monitoringprogramm registrierten Anlagen dargestellt: Abbildung 3.7 zeigt die Marktanteile der 10 Hersteller KfW-geförderter PV-Speicher mit den meisten Einträgen von Mai 2013 bis April Abbildung 3.8 stellt die jährliche Auflösung von Abbildung 3.7 dar. Abbildung 3.9 setzt verhältnismäßig neue Markteilnehmer in Verhältnis zu anderen Herstellern. Hierbei wurden die ersten drei Hersteller aus Abbildung 3.8 entfernt und die Hersteller Solarwatt, Tesla und Daimler eingefügt, da diese gegenüber dem letzten Jahresbericht starke Zuwachsraten aufweisen. Die Analysen basieren auf den Angaben der jeweiligen Speicherbetreiber. Bezogen auf die festgestellten Marktdurchdringungen können Fehleinschätzungen oder Falscheingaben der Betreiber somit zu einer fehlerhaften Zuordnung der Anlage führen (siehe Kapitel 3.1.2). Dies gilt jedoch statistisch gesehen für alle betrachteten Systeme in gleicher Weise; die Ergebnisse sind somit grundsätzlich als stabil einzuschätzen. Ein Teil der Fördernehmer hat anstelle von Speichersystemherstellern den Namen des Batterieherstellers (zum Beispiel LG Chem, Sony oder Hoppecke) angegeben; diese stellten jedoch im betrachteten Auswertungszeitraum keine eigenständigen Speichersysteme her. Stattdessen werden diese externen Batterien an geeigneten PV-Speichersystemen ohne eigenen Energiespeicher, wie zum Beispiel den Produkten der Sunny Island / Sunny Backup Serie (SMA) oder Produkten der Power Router Reihe (Nedap) betrieben. Obwohl eine Teilmenge dieser Eintragungen bereits durch manuelles Datacleansing den korrekten Speichersystemen zugeordnet werden konnte, verbleibt stets eine nicht zu vernachlässigende Restmenge. Aus Gründen der Transparenz wird diese in den Abbildungen ebenfalls dargestellt. Im Rahmen der Analyse ist aufgrund dieser Fehleintragungen tendenziell von einer Unterbewertung von Herstellern modularer Speichersysteme auszugehen. Eine Analyse der Marktanteile des Gesamtmarkts kann beispielsweise in [32] gefunden werden. Während die Ergebnisse dieser Marktanalyse grundsätzlich für sich sprechen, sind zur Interpretation der Abbildungen folgende Randbedingungen zu berücksichtigen: Das Basis-Monitoring 41

42 3 Das Basis-Monitoring Marktanteile der Hersteller von geförderten PV- Speichern ISEA RWTH Aachen Abbildung 3.7: Relative Marktanteile der Hersteller KfW-geförderter PV-Speicher nach Anzahl (Mai April 2017). ISEA RWTH Aachen Abbildung 3.8: Relative jährliche Marktanteile der Hersteller KfW-geförderter PV-Speicher nach Anzahl. ISEA RWTH Aachen Abbildung 3.9: Einordnung ausgewählter, verhältnismäßig neuer Marktteilnehmermit steigenden Marktanteilen. 42 Das Basis-Monitoring

43 3 Das Basis-Monitoring Technische Systemeigenschaften der geförderten Solarstromspeicher Technische Systemeigenschaften der geförderten Solarstromspeicher In Abbildung 3.10 sind die wesentlichen Systemmerkmale Batterietechnologie, Systemdesign und Installationstyp der in der Datenbank zum Basis-Monitoring registrierten Batteriespeicher von 2014 bis 2016 dargestellt. Als Bezugsgröße wurde hierbei die Anzahl an Speichersystemen gewählt. Batterietechnologie Die zurzeit verbreitetsten Batterietechnologien für dezentrale Solarstromspeicher sind Blei-Säure- und Lithium-Ionen- Batterien. Dabei haben die Speichersysteme auf Lithium- Ionen-Basis die Bleispeicher vermehrt vom Markt verdrängt (siehe Abbildung 3.11). Während zu Beginn der ersten Periode des KfW-Förderprogramms noch rund 60 % der Speichersysteme mit Blei-Batterien ausgestattet waren, zeigt sich seither ein stetig zunehmender Trend hin zu Lithium- Ionen-Batterien. Im laufenden Halbjahr 2017 wurden bereits ca. 98 % der neu installierten Speichersysteme mit Lithium- Ionen-Batterien ausgestattet. Dies kann einerseits auf die starken Preissenkungen dieser Speichersysteme zurückgeführt werden, die nach wie vor am Markt beobachtet werden (siehe auch Kapitel 3.2.6). Andererseits sind auch eine kompaktere Bauweise, lange beworbene Lebensdauern (zum Teil über äquivalente Vollzyklen) sowie höhere Effizienzwerte als wesentliche Verkaufsargumente für Li- Ionen Batterien zu sehen. Zu beachten ist, dass die vom KfW-Programm geforderte Zeitwertersatzgarantie von zehn Jahren teilweise nicht durch die Hersteller von Blei-Säure- Speichersystemen gegeben wird und es somit zu Verzerrungen in der Auswertung kommen kann. Systemen (ca. 60 %) überwiegt dabei bezogen auf die installierten Stückzahlen in allen Jahren den Anteil der DCgekoppelten Systeme (ca. 40 %). Grundsätzlich eignen sich AC-gekoppelte Systeme insbesondere zur flexiblen Nachrüstung von bestehenden PV-Anlagen, da sie vollständig unabhängig von der PV-Anlage dimensioniert und installiert werden können. Hierzu ist jedoch auch ein zusätzlicher Batteriewechselrichter erforderlich. Obwohl es in der Öffentlichkeit immer wieder zu Diskussionen über die Vor- und Nachteile der unterschiedlichen Speichersystemtopologien in Bezug auf die erreichbaren Wirkungsgrade kommt, können hier keine pauschalen Aussagen getroffen werden (siehe auch Kapitel 5.2.4). Installationstyp Im untersten Balken in Abbildung 3.10 ist jeweils der Anteil von PV-Anlagen, die mit einem PV-Speicher nachgerüstet wurden, gegenüber neuinstallierten Komplettsystemen dargestellt. Der Anteil an Neuinstallationen überwiegt dabei über den gesamten Zeitraum rund 90% der Speichersysteme. Dies ist vor allem darauf zurückzuführen, dass nur PV- Anlagen, die in einem verhältnismäßig kurzem Zeitbereich installiert wurden, Anspruch auf eine KfW-Förderung ihres Speichers haben: Nur Anlagenbetreiber, deren PV-Anlage nach dem installiert wurde, sind dazu berechtigt, die nachträgliche geförderte Installation eines PV-Speichers zu beantragen. Systemdesign Im mittleren Balken in Abbildung 3.10 ist jeweils der Anteil an gleichspannungs- bzw. wechselspannungsseitig gekoppelten Speichersystemen unter den Teilnehmern des Monitoringprogramms dargestellt. Der Anteil an AC-gekoppelten Das Basis-Monitoring 43

44 3 Das Basis-Monitoring Technische Systemeigenschaften der geförderten Solarstromspeicher ISEA RWTH Aachen Abbildung 3.10: Systemeigenschaften der beim Speichermonitoring registrierten PV-Speicher. ISEA RWTH Aachen Abbildung 3.11: Anteil der Batterietechnologien der beim Speichermonitoring registrierten PV-Speicher nach Anzahl von Mai 2013 bis April Das Basis-Monitoring

45 3 Das Basis-Monitoring Durchschnittliche Kapazitäten der unterschiedlichen Speichersysteme Durchschnittliche Kapazitäten der unterschiedlichen Speichersysteme In Abbildung 3.12 ist die zeitliche Entwicklung der durchschnittlichen installierten und nutzbaren Batteriekapazitäten der im Monitoringprogramm registrierten Speichersysteme für dargestellt. Hierbei wir zwischen Blei-Säure- und Lithium- Ionen-Batterien unterschieden. Lithium-Ionen-Batterien Die durchschnittlich nutzbare Kapazität von Lithium-Ionen- Batterien liegt seit Beginn des Förderprogramms in einem Bereich von ca. 5,7 bis 7 kwh. Seit dem Jahr 2015 ist dabei ein anhaltender Trend zu größeren Batteriekapazitäten beobachtbar. Ein Blick auf derzeitige Ankündigungen von Produkten lässt in Zukunft weiterhin Steigerungen der durchschnittlich nutzbaren Kapazität erwarten. Die Vergrößerung der installierten Kapazität von Lithium-Ionen- Batterien verläuft dabei weniger ausgeprägt: Betrug der Anteil der nutzbareren Kapazität in 2013 noch ca. 80 % an der installierten Kapazität, sind es zu Beginn des Jahres 2017 nur noch durchschnittlich 93,2 %. Dies kann einerseits auf verbesserte Erfahrungswerte der Hersteller mit den verwendeten Zellen zurückgeführt werden, die eine Verkleinerung von eventuellen Sicherheitsmargen bedeuten. Auch Verbesserungen im Batteriemanagement können zu einem höheren Ausnutzungsgrad der verbauten Batteriezellen führen. Andererseits ist teilweise zu beobachten, dass Hersteller eine 100 prozentig nutzbare Batteriekapazität als Qualitätsmerkmal vermarkten, indem Batteriezellen und - packs umdeklariert werden (sogenanntes Derating). Gegenüber dem Kunden wird dann eine niedrigere Batteriekapazität angegeben, als theoretisch elektrochemisch verfügbar wäre, um dadurch eine besonders hohe Produktqualität zu suggerieren. Dieses Derating der Batterien ist im Sinne einer verbesserten Lebensdauer der Speichersysteme und somit auch eines erhöhten maximalen Energiedurchsatzes für den ISEA RWTH Aachen Abbildung 3.12: Entwicklung der durchschnittlichen Speicherkapazitäten von Solarstromspeichern von Mai 2013 bis April *: Die Anzahl an Bleispeichern im laufenden Jahr 2017 wird mit 11 Systemen als nicht repräsentativ eingestuft. Das Basis-Monitoring 45

46 3 Das Basis-Monitoring Systempreise und Marktentwicklung Betreiber grundsätzlich zu begrüßen, beeinträchtigt jedoch teilweise die ausgewertete Datengrundlage. Aus diesem Grund beziehen sich in den folgenden Kapiteln stets alle Angaben (zum Beispiel Preis pro Kilowattstunde) auf die nutzbare Kapazität. Blei-Säure-Batterien Im Gegensatz zu Lithium-Ionen-Batterien nutzen Blei-Säure- Batterien typischerweise nur 50 % bis 60 % ihrer installierten Kapazität zur Zyklisierung, um Alterungsprozesse wie Sulfatierung bei niedrigen Ladezuständen oder Ausfall von Aktivmaterial durch mechanischen Stress zu vermeiden und dadurch akzeptable Lebensdauern zu gewährleisten. Dieser Effekt ist in Abbildung 3.12 durch die hohe Differenz zwischen installierter und nutzbarer Kapazität erkennbar. Da bis zum Stichtag der Auswertungen für das Jahr 2017 lediglich elf Speichersysteme mit Bleibatterien erfasst wurden, bezieht sich die folgende Analyse ausschließlich auf die Jahre 2013 bis Auch bei PV-Speichern mit Blei-Säure-Batterien ist der Trend hin zu größeren Systemen zu erkennen. So ist eine Steigerung der nutzbaren Kapazität von ca. 5 kwh in 2013 auf 11,3 kwh in 2016 zu erkennen, was mehr als einer Verdopplung der nutzbaren Kapazität entspricht. Dabei ist der Anteil von nutzbarer zu installierter Kapazität mit Werten von ca. 55 % nahezu identisch geblieben. Die nutzbare Kapazität von Speichersystemen mit Blei-Säure-Batterien ist im Jahr 2016 mit durchschnittlich 11,3 kwh um den Faktor 1,77 höher als die durchschnittliche nutzbare Kapazität von Li- Ionen-Systemen. Dies lässt sich einerseits durch das niedrigere Investitionsvolumen pro nutzbarer Kilowattstunde von Bleibatterien erklären: Bei ähnlichen Investitionskosten wird die Vermarktung von größeren Speichern als bei Lithium- Ionen basierten Systemen ermöglicht. Darüber hinaus ist allerdings auch die kapazitätsabhängige Leistungsfähigkeit elektrochemischer Energiespeicher zu beachten: Die Leistungsfähigkeit von elektrochemischen Energiespeichern steigt bei entsprechender Verschaltung proportional zur Anzahl der verbauten Zellen und somit zur Kapazität des Gesamtsystems. Da stationäre Bleibatterien im Gegensatz zu (typischerweise hochstromfähigen) Lithium-Ionen- Batterien in der Regel nur für kleine Ströme (C/10 bis C/5) und somit für tendenziell kleine Leistungen ausgelegt werden, bedeutet eine Erhöhung der (installierten) Kapazität auch eine Steigerung der maximalen Leistungsfähigkeit des Batteriespeichers. Da eine elektrische Mindestleistung des Speichersystems für eine hinreichende Eigenverbrauchsquote bzw. einen hohen Autarkiegrad zwingend notwendig ist (die verbleibende elektrische Energie muss ansonsten zur Leistungsdeckung aus dem öffentlichen Stromnetz bezogen werden), ist bei Speichersystemen mit Blei-Säure- Batterien somit auch eine minimale installierte Kapazität des Batteriespeichers erforderlich. Diese beobachtete Dimensionierung von Batteriespeichern ist nicht auf den PV-Speichermarkt beschränkt, sondern deckt sich mit weithin bekannten Forschungsergebnissen zur Batteriealterung und Lebensdaueroptimierung, wie unter anderem in [33, 34] für Blei-Säure-Batterien und in [35] für Lithium-Ionen-Batterien dargestellt ist Systempreise und Marktentwicklung In Abbildung 3.13 ist die Entwicklung der Endkundenpreise von PV-Speichern seit Beginn des KfW-Förderprogramms im Mai 2013 dargestellt. Hierbei sind die Endverbrauchersystempreise nach den zugrundeliegenden Batterietechnologien der Speicher aufgeteilt. Für die Auswertung gelten folgende Randbedingungen: Dargestellt sind die angegebenen Speichersystempreise pro Kilowattstunde der nutzbaren Batteriekapazität. Die angegebenen Preise beziehen sich jeweils auf das gesamte Speichersystem, (Batteriespeicher, Leistungselektronik, Schütze, Sensoren, etc.). 46 Das Basis-Monitoring

47 3 Das Basis-Monitoring Systempreise und Marktentwicklung PV-Module und Installationskosten sind nicht Teil der Darstellung. Nachgerüstete Speichersysteme und Neuinstallationen von Komplettsystemen (PV-Anlage und Speicher) werden gemischt betrachtet. DC- und AC-Systeme werden gemischt betrachtet. Bei AC-gekoppelten Speichersystemen geht der PV- Wechselrichter nicht in die Berechnung des Preises mit ein. Die angegebenen Preise verstehen sich inklusive der gesetzlichen Mehrwertsteuer von 19 %. Wurden die Speichersystem- und Installationskosten als Paketpreis angegeben, so wird für die Installation des Speichers der Mittelwert der angegebenen Installationskosten von Batteriespeichern abgezogen. Die Ergebnisse des ersten Halbjahres 2013 sind aufgrund der geringen Anzahl untersuchter Systeme nicht als repräsentativ einzustufen und sollten mit entsprechender Umsicht bewertet werden. Dasselbe gilt für die PV-Speicher mit Blei-Säure-Batterie im ersten Halbjahr des Jahres PV-Speicher mit Blei-Säure-Batterie Die durchschnittlichen Endverbraucherpreise für Speichersysteme mit Blei-Säure-Batterien zwischen dem ersten Halbjahr 2013 und dem zweiten Halbjahr 2016 um knapp 16% gesunken. Verhältnismäßig günstige Blei- Speichersysteme liegen für den Endverbraucher derzeit bei ca. 700 /kwh. PV-Speicher mit Lithium-Ionen-Batterie Die Preise für PV-Speichersysteme mit Lithium-Ionen- Batterien sind im Verlauf des KfW-Förderprogramms rasant gefallen. Seit Mitte 2013 fielen die durchschnittlichen Endverbraucherpreise um über 45 %. Günstige Speichersysteme sind heute bereits für weniger als /kwh (inkl. ISEA RWTH Aachen Abbildung 3.13: Entwicklung der durchschnittlichen Endverbrauchersystempreise von Solarstromspeichern von Mai 2013 bis April 2017 pro nutzbare Kilowattstunde. * Die Anzahl aller Systeme in H1 13 und diejenigen der Blei-Systeme in H1 17 wird als nicht repräsentativ eingestuft. Das Basis-Monitoring 47

48 3 Das Basis-Monitoring Kaufmotivation, wirtschaftliche Erwartungen und Erfahrungen KfW-geförderter Speicherbesitzer MwSt.) erhältlich. Die scheinbare geringere Preisdegression seit Ende 2016 ist dabei zumindest teilweise auf den Stichtag der Auswertung zurückzuführen: Da lediglich Daten bis April berücksichtigt wurden, sind die tendenziell günstigeren Speichersysteme nicht hinreichend berücksichtigt, die zum Ende des Halbjahres installiert wurden. Zudem kündigten viele Speicherhersteller zur Leitmesse Intersolar Europe 2017 weitere deutliche Preissenkungen an. Insgesamt ist daher mit einem anhaltenden signifikanten Preisrückgang zu rechnen. Es kann weiterhin beobachtet werden, dass sich der Markt für Solarstromspeicher in einem andauernden Wandel befindet. Insbesondere der Markteintritt großer Unternehmen der Automobilbranche hat die Aufmerksamkeit der breiten Öffentlichkeit auf die Thematik dezentraler Speichersysteme gelenkt. Im Hinblick auf potenzielle Synergieeffekte im Kontext der Elektromobilität können diese Unternehmen preislich attraktive Volumenverträge mit Zellherstellern erwirken. Somit können sie von Skaleneffekten profitieren. Zurzeit sind von diesen Speichersystemen jedoch erst verhältnismäßig geringe Anzahlen in der Datenbank des Speichermonitorings registriert (siehe Kapitel 3.2.3) Kaufmotivation, wirtschaftliche Erwartungen und Erfahrungen KfW-geförderter Speicherbesitzer Bereits in den vorherigen Jahresberichten wurden die Kaufmotivation, die wirtschaftliche Erwartung und die gemachten Erfahrungen der KfW-geförderten Käufer thematisiert. Der Fragebogen des Basis-Monitorings enthält dazu eine Reihe von binären Fragen in Bezug auf den Kauf eines PV- Speichersystems. Motive für den Kauf eines PV-Speichers In Abbildung 3.14 sind die von den befragten Speichersystembetreibern angegebenen wesentlichen Investitionsmotive zusammen mit ihrer jeweils aufgetretenen relativen Häufigkeit dargestellt. Hierbei ist die Gesamtheit der Antworten nach dem Datum der jeweiligen Installation in die Zeiträume Mai 2013 bis Dezember 2015 und Januar 2016 bis April 2017 unterteilt, um potentielle Motivationsänderungen identifizieren zu können. Für beide Zeiträume zeigen sich sehr ähnliche Umfrageergebnisse: Als wesentliche Gründe zur Investition in einen Solarstromspeicher werden von jeweils über 80 % der Befragten eine Absicherung gegen zukünftig steigende Strompreise sowie das proaktive Partizipieren an der deutschen Energiewende angegeben. Daneben war für über 57 % der Betreiber von PV- Speichern ein allgemeines Interesse an der Technologie ein wesentliches Kaufargument. Eine Absicherung gegen Stromausfälle oder das Investieren in eine sichere Geldanlage hingegen wurde jeweils nur von 20 % bis 25 % der Befragten als kaufentscheidend angegeben. Die Frage nach dem Wegfallen der Einspeisevergütung ist für die Betreiber im Rahmen der zugrundeliegenden Auswertung eigentlich obsolet, da alle im Rahmen der Förderung neuinstallierten oder nachgerüsteten Systeme eine garantierte Einspeisevergütung mindestens bis zum Jahr 2033 haben. Die erklärt die verhältnismäßig geringe Nennung durch weniger als 15 % der Befragten. 48 Das Basis-Monitoring

49 3 Das Basis-Monitoring Kaufmotivation, wirtschaftliche Erwartungen und Erfahrungen KfW-geförderter Speicherbesitzer Die klare Zweiteilung der Prioritäten zeigt, dass der größte Anteil der Käufer von PV-Speichern heutzutage zumindest tendenziell der Gruppe der "Innovators" bzw. "Early Adopters" zugerechnet werden kann. Diese Bevölkerungsgruppen gelten dabei als überdurchschnittlich gebildet, wohlhabend und technologieinteressiert [36 38]. Sie achten damit weniger auf die Wirtschaftlichkeit einer Investition und zeigen dagegen ein hohes Interesse an den Details der Technologie. Dies deckt sich auch mit den angegebenen Erwartungen an die Wirtschaftlichkeit von PV-Speichern in Abbildung Gleichzeitig zeigt die Auswertung der Betriebsdaten der Betreiber von Solarstromspeichern in Kapitel des Standard-Monitorings, dass diese im Mittel einen signifikant überdurchschnittlich hohen Stromverbrauch haben und von einem Ansteigen der Strompreise somit deutlich stärker betroffen wären als ein Durchschnittshaushalt. Während bei der Angabe der Kaufmotive keine signifikanten Änderungen identifiziert werden können, sind im Hinblick auf die Erwartungshaltung und die gemachten Erfahrungen der KfW-geförderten Speicherbetreiber klare Änderungen auszumachen. Wirtschaftliche Erwartung Abbildung 3.15 stellt den zeitlichen Verlauf der angegebenen Erwartungen registrierter Anlagenbetreiber an die Wirtschaftlichkeit ihres PV-Speichers dar: Die Gewinnerwartung hat sich zwischen 2013 (45,3 %) und 2017 (57,3%) um zwölf Prozentpunkte gesteigert. Des Weiteren ist eine Verminderung der Verlusterwartung von 9,7 % (2013) auf 3,8 % (2017) zu erkennen, was mehr als einer Halbierung von Personen dieser Erwartungshaltung entspricht. Auch die Käufer, die eine Nullgeschäft-Erwartung angeben, sind von anfänglich 45 % auf derzeit rund 39 % gesunken. Insgesamt zeigt sich, dass den Betreibern von PV-Speichern heute insbesondere die Partizipation an gesellschaftlichen Prozes- ISEA RWTH Aachen Abbildung 3.14: Motivationsgründe der Käufer KfW-geförderter Solarstromspeicher. Das Basis-Monitoring 49

50 3 Das Basis-Monitoring Kaufmotivation, wirtschaftliche Erwartungen und Erfahrungen KfW-geförderter Speicherbesitzer sen, wie der Stärkung der erneuerbarer Energien und der Dezentralisierung der deutschen Stromerzeugung, wichtig ist Erfahrungen mit Speichersystemen Die letzte Frage des Fragebogens zielt auf die Erfahrungen der Betreiber von Solarstromspeichern insbesondere in Hinsicht auf Beratung, Kauf, Installation und erste Betriebserfahrungen ab. In Abbildung 3.16 ist der zeitliche Verlauf der von den Käufern angegebenen Erfahrungen dargestellt. Den Teilnehmern der Umfrage wurden dabei jeweils drei Möglichkeiten (Positiv / Neutral / Negativ) zur Auswahl gegeben. Es ist hierbei jedoch anzumerken, dass es sich um rein subjektive Einschätzungen der Betreiber handelt, bei denen möglicherweise auch eine gewisse Freude an der neuen Technologie über mögliche (objektive) Fehler hinwegtäuscht. Insbesondere kann die Selbsteinschätzung der Betreiber keinen Hinweis auf die Qualität der elektrischen Installationen geben, auf die unter anderem im Jahresbericht 2015 ausführlicher eingegangen wurde. Nichtsdestotrotz kann das Speichermonitoring bestätigen, dass standardisierte Produkte und vermehrte Erfahrungen und Routinen von Herstellern und Installateuren zu einer quantifizierbar höheren Kundenzufriedenheit geführt haben. Analog zu der wirtschaftlichen Erwartungshaltung zeigen sich auch hier positive Entwicklungen innerhalb der gemachten Erfahrungen der KfW-geförderten Speicherbetreiber. Der Anteil an ausschließlich positiven Erfahrungen ist von 2013 (73,3 %) kontinuierlich auf ca. 82 % in 2016 und 2017 gestiegen. Auch der Anteil an ausschließlich negativen Erfahrungen hat sich von anfänglich 2,4 % in 2013 mehr als halbiert und befindet sich nun auf einem Niveau von unter 1 %. Insgesamt lässt sich die Entwicklung hin zu positiven Erfahrungen durch Gründer erklären wie, dass die Beratung durch Hersteller, Vertreiber oder Solarteure durch steigende Erfahrungswerte professioneller umgesetzt wird Vertrieb und Lieferung der PV-Speicher im Allgemeinen reibungslos funktionieren, die verantwortlichen Installateure ausreichend geschult sind, um PV-Speicher zügig zu montieren und zu verschalten und die Speicher selbst keine unerwartet hohe Belastung für die Anlagenbetreiber darstellen (Geräuschemissionen, unangenehme Gerüche, ungewollte Vibration oder ein zu hoher Platzbedarf). 50 Das Basis-Monitoring

51 3 Das Basis-Monitoring Kaufmotivation, wirtschaftliche Erwartungen und Erfahrungen KfW-geförderter Speicherbesitzer ISEA RWTH Aachen Abbildung 3.15: Wirtschaftliche Erwartung der Käufer KfW-geförderter Solarstromspeicher (* Auswertung bis April 2017). ISEA RWTH Aachen Abbildung 3.16: Erfahrungen der Käufer KfW-geförderter Solarstromspeicher (* Auswertung bis April 2017). Das Basis-Monitoring 51

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53 4 Das Standard-Monitoring Vorstellung der Datenbasis 4 Das Standard-Monitoring Das Standard-Monitoring befasst sich mit der Analyse der Energieflüsse von Prosumer-Haushalten. Die kontinuierliche Erfassung von Energieflüssen erlaubt dabei Rückschlüsse auf die PV-Erzeugung und den Stromverbrauch sowie Abschätzungen der direkten Effekte des Eigenverbrauchs auf Steuern und Umlagen. Hierzu werden in Kapitel 4.1 zunächst die Datenbasis und ihre Aufbereitung vorgestellt. Anschließend werden die Auswertungen des Standard- Monitorings in Kapitel 4.2 beschrieben und diskutiert. 4.1 Vorstellung und Aufbereitung der Datenbasis Dieses Kapitel stellt zunächst die Datenbasis des Standard- Monitorings vor. Anschließend werden die Aufbereitung der manuell eingetragenen Daten und die Definition von Konsistenzbedingungen thematisiert Vorstellung der Datenbasis Die Datenbasis des Standard-Monitorings bilden manuell eingetragene Zählerstände der Nutzer und automatisch generierte Logfiles der Speichersysteme. Die Logfiles stammen dabei entweder von den Teilnehmern des Monitoringprogramms oder wurden durch einige Hersteller bereitgestellt. Alle Betriebsdaten werden dabei stets aggregiert und anonymisiert ausgewertet. Zu den erfassten Energieflüssen zählen: Aufbereitung und Konsistenzbedingungen der Datenbasis Bei der Überprüfung der eingetragenen Daten zum Standard-Monitoring ist zwischen manuell eingegebenen Zählerständen und Logfiles zu unterscheiden: Manuell eingetragene Zählerstände Um Tippfehler oder das Vertauschen von Eingabefeldern zu vermeiden, gelten bei der manuellen Eingabe von Zählerständen durch die Nutzer im Webinterface folgende Einschränkungen: Zählerstände, die geringer sind als die des Vormonats werden nicht zugelassen. Weiterhin werden unrealistisch hohe Zählersprünge, also Werte weit oberhalb der letzten Eingabe, nicht akzeptiert. Die zugehörigen Maximalwerte werden dabei dynamisch anhand des Zeitpunktes der letzten Eingabe ermittelt. Logfiles von Speichersystemen Die von Speichersystemen automatisch generierten Logfiles werden vor der Weiterverarbeitung zunächst auf Vollständigkeit und Konsistenz geprüft. Eine Übernahme in die Datenbank zur Analyse der Speicherbetriebsdaten geht zusätzlich mit einer Sichtprüfung der Energieflüsse und Wirkungsgrade einher. Dabei werden die Daten vergleichbarer Systeme als Referenz herangezogen. 4.2 Auswertung des Standard-Monitorings Solare Erzeugung [kwh] Netzeinspeisung [kwh] Netzbezug [kwh] Stromverbrauch [kwh] Nach Möglichkeit: o Energieeinspeisung in Batterie [kwh] o Energieausspeisung aus Batterie [kwh] In diesem Kapitel werden die Auswertungen des Standard- Monitorings vorgestellt. Die Auswertungen beinhalten die jährlich erzeugten Energiemengen, den jährlichen Stromverbrauch der Speicherbetreiber, typische Eigenverbrauchsquoten und Autarkiegrade sowie eine Abschätzung der volkswirtschaftlichen Effekte von PV-Speichersystemen. Das Standard-Monitoring 53 Bild des Kapitels andreypopow/fotolia.com

54 4 Das Standard-Monitoring Jährliche durch PV-Anlagen erzeugte Energiemengen Jährliche durch PV-Anlagen erzeugte Energiemengen In Abbildung 4.1 ist die Verteilung der normierten jährlichen PV-Erzeugung der ausgewerteten PV-Anlagen dargestellt. Abhängig vom Aufstellungsort und der Ausrichtung der PV- Anlage ergibt sich für das Jahr 2016 eine gleichmäßig verteilte Erzeugungsbandbreite um ca. 915 kwh pro kwp und Jahr. Zusammen erreichen lediglich 5 % der Anlagen Werte unterhalb von 600 kwh/kwp oder oberhalb von kwh/kwp innerhalb dieses Jahres. Für eine durchschnittlich dimensionierte Aufdach-PV-Anlage von 6 bis 10 kwp ergeben sich damit jährlich erzeugte Energiemengen von ca bis kwh. Wesentliche Einflussgrößen auf die erzeugte Energiemenge einer PV-Anlage sind der geografische Standort innerhalb Deutschlands, die Ausrichtung in eine Himmelsrichtung sowie der Neigungswinkel, mit dem die PV-Anlage auf dem Dach installiert ist Jährliche Stromverbräuche der betrachteten Haushalte Analog zu Abbildung 4.1 ist in Abbildung 4.2 die Verteilung des jährlichen Stromverbrauchs der betrachteten Haushalte mit PV-Speicher dargestellt. Im Gegensatz zur Verteilung der erzeugten Energiemengen ist die Verteilung des Stromverbrauchs nicht symmetrisch. Der Median liegt innerhalb des Maximums der Verteilung bei ca kwh/a; das arithmetische Mittel hingegen wird signifikant von Haushalten mit überdurchschnittlich hohen Verbräuchen beeinflusst und liegt bei kwh/a. Während der Median vor allem durch die vielen Privathaushalte beeinflusst wird, können die höheren Stromverbräuche insbesondere auf landwirtschaftliche Betriebe und sonstige Gewerbe zurückgeführt werden. Verglichen mit dem regelmäßig vom Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) herausgegebenen durchschnittlichen Stromverbrauch deutscher Privathaushal- ISEA RWTH Aachen Abbildung 4.1: Verteilung der normierten jährlichen PV-Erzeugung in Deutschland (Jahr 2016). 54 Das Standard-Monitoring

55 4 Das Standard-Monitoring Potenziale einer vollständigen Selbstversorgung te (freistehende Ein- und Zweifamilienhäuser: kwh/a; Haushalt mit 4 Personen: kwh/a [39]) wird deutlich, dass Speicherbetreiber tendenziell zu erhöhten Stromverbräuchen neigen. Der beobachtete überdurchschnittliche Stromverbrauch der Betreiber von PV-Speichern deckt sich mit den Ergebnissen der Befragung nach den Hauptmotiven zur Investition in ein Speichersystem: Die Absicherung gegen steigende Strompreise wurde als ein wesentlicher Grund zum Kauf eines PV- Speichers genannt (siehe Kapitel 3.2.7). Da insbesondere Haushalte mit hohen jährlichen Stromverbräuchen von Strompreissteigerungen betroffen sind, erscheint die Investition in ein kombiniertes PV-Speichersystem im Sinne eines Hedgegeschäftes plausibel Potenziale einer vollständigen Selbstversorgung Neben den wirtschaftlichen Effekten einer Verringerung des Energiebezugs aus dem öffentlichen Stromnetz ist für viele Betreiber von dezentralen Erzeugungsanlagen der Wunsch nach erhöhter Autarkie, also der angestrebten Unabhängigkeit von zentral erzeugter Elektrizität, ein wesentlicher Grund für den Kauf eines Speichersystems. Der Autarkiegrad eines Haushaltes ist dabei neben den auftretenden elektrischen Lasten und der Leistung der betriebenen PV-Anlage wesentlich von den jahreszeitlichen Bedingungen des jeweiligen Standortes abhängig. Bei Vergleich von Abbildung 4.1 und Abbildung 4.2 wird deutlich, dass beispielsweise für einen typischen Haushalt mit einer PV-Anlagennennleistung von 7-8 kw (also kwh/a PV-Erzeugung) und einem Stromverbrauch von unter kwh/a der Jahresstromverbrauch bilanziell gedeckt werden könnte. Aufgrund der jahreszeitabhängigen Erzeugungs- und Verbrauchscharakteris- ISEA RWTH Aachen Abbildung 4.2: Stromverbräuche der betrachteten Haushalte in Deutschland (Jahr 2016). Das Standard-Monitoring 55

56 4 Das Standard-Monitoring Differenzierung von Eigenverbrauchsquote und Autarkiegrad tik in Deutschland zeigen sich jedoch bei genauerer Betrachtung der einzelnen Monate lokale Ungleichgewichte der Energiebilanz, die im Folgenden kurz diskutiert werden: Frühling und Sommer In der Zeit von April bis September sind typische PV- Anlagen mit einer Leistung von 5 bis 10 kwp in der Lage, den gesamten Energiebedarf eines durchschnittlichen Haushaltes bilanziell zu decken 1. Durch die Speicherung des residualen Solarstroms im Verlauf des Tages sowie dessen bedarfsgerechter Verfügbarmachung am Abend und in der Nacht kann ein entsprechend dimensionierter Batteriespeicher den Haushalt somit an sonnigen Tagen (zumindest bilanziell) vollständig autark machen. Da jedoch auch in den deutschen Sommermonaten je nach Standort mit durchschnittlich jeweils mehr als zehn Tagen Niederschlag zu rechnen ist, müsste ein Batteriespeicher, der eine durchgehende Autarkie gewährleisten soll, signifikant größer dimensioniert werden als ein Tagesspeicher, um auch längere Schlechtwetterperioden zu überbrücken. Verglichen mit den Anschaffungskosten eines reinen Tagesspeichers sind dabei erheblich höhere Aufwendungen zu erwarten. Herbst und Winter In der Zeit von Oktober bis März liegt die Erzeugung einer durchschnittlichen deutschen PV-Anlage bilanziell unterhalb des Strombedarfs des jeweiligen Haushaltes. Eine Versorgung durch das öffentliche Stromnetz oder durch eine alternative Erzeugungsquelle, zum Beispiel ein stromgeführtes Blockheizkraftwerk (BHKW), ist dann zwingend notwendig, um die Versorgungssicherheit des Haushalts dauerhaft aufrechtzuerhalten. Insgesamt zeigt der jährliche Verlauf von PV-Erzeugung und Stromverbrauch, dass eine vollständige Autarkie vom öffentlichen Stromnetz ausschließlich durch den Einsatz von Solarstromspeichern für den Großteil der deutschen Haushalte aufgrund begrenzter Dachflächenpotenziale und saisonale Phasen geringer Erzeugung technisch nicht realisierbar ist. Der Anschluss an das öffentliche Stromnetz wird somit auch in Zukunft für die allermeisten Haushalte der Normalfall bleiben (siehe hierzu auch Kapitel und 5.2.2). 1 Dies gilt trotz des überdurchschnittlichen Stromverbrauchs der betrachteten Haushalte Differenzierung von Eigenverbrauchsquote und Autarkiegrad Das primäre Ziel eines Solarstromspeichers ist die vermehrte Nutzung des lokal erzeugten Solarstroms zur Deckung der anfallenden Haushaltslasten mit der bestmöglichen Effizienz. Doch zwischen den beiden Anforderungen nach Autarkie und Wirkungsgrad besteht ein inhärenter Konflikt, der im Folgenden qualitativ dargestellt werden soll. Zunächst sollen dazu die Bedeutungen der zum Teil fälschlicherweise synonym verwendeten Größen "Eigenverbrauchsquote" und "Autarkiegrad" klargestellt werden. Eigenverbrauchsquote Der Eigenverbrauch entspricht dem Anteil der lokal erzeugten PV-Leistung, der zur Versorgung des Haushaltes beiträgt. Eine Volleinspeisung der PV-Anlage hätte eine Eigenverbrauchsquote von 0 %, ein vollständiges Nutzen der gesamten Solarenergie eine Eigenverbrauchsquote von 100 % zur Folge. Es ist dabei zu beachten, dass der Eigenverbrauch durch diese Definition für typische Privathaushalte umso größer wird, je kleiner die Nennleistung der installierten PV-Anlage ist. Im Extremfall bedeutet eine 50 Wp PV- Anlage zwar eine Eigenverbrauchsquote von bis zu 100 %, ist aus energetischer Sicht jedoch nahezu vernachlässigbar. Autarkiegrad Der Autarkiegrad beschreibt den Anteil der elektrischen Haushaltslast, der durch lokal erzeugten PV-Strom gedeckt wird. 56 Das Standard-Monitoring

57 4 Das Standard-Monitoring Typische Eigenverbrauchsquoten unterschiedlicher Speichersystemkonfigurationen Eine Volleinspeisung der PV-Anlage hätte somit einen Autarkiegrad von 0 % zur Folge - ein Autarkiegrad von 100 % kann jedoch nur dann erreicht werden, wenn der gesamte Strombedarf des Haushaltes (bilanziell über alle Phasen) aus PV-Anlage und Speichersystem gedeckt wird. Insbesondere in den Wintermonaten ist dies für die allermeisten Haushalte in Deutschland nicht möglich. Grundsätzlich gilt aber, dass der Autarkiegrad eines typischen Privathaushaltes umso größer wird, je größer die Nennleistung der installierten PV-Anlage ist. Zur Beschreibung der Funktionalität eines Solarstromspeichers, nämlich der Deckung der anfallenden Haushaltslasten durch lokal erzeugten Solarstrom, ist der Autarkiegrad daher die geeignetere Kenngröße Typische Eigenverbrauchsquoten unterschiedlicher Speichersystemkonfigurationen In Abbildung 4.3 sind die gemittelten jährlichen Eigenverbrauchsquoten unterschiedlicher Größenklassen von PV- Speichern in Abhängigkeit von dem zugehörigen Verhältnis der PV-Nennleistung zu dem jährlichen Strombedarf des zugrundeliegenden Haushaltes dargestellt. Das Verhältnis kann als die relative Größe der PV-Anlage zum Stromverbrauch verstanden werden. Zur Verdeutlichung der Achseneinteilung sind in Tabelle 4.1 einige typische Haushalte mit Ihrem jeweils zugehörigen Verhältnis von PV-Nennleistung zu jährlichem Stromverbrauch dargestellt. Ein Haushalt mit Tabelle 4.1: Verhältnis Nennleistung PV-Anlage zu jährlichem Stromverbrauch. Verhältnis Nennleistung der PV-Anlage Jährlicher Stromverbrauch 0,4 2 kwp kwh 0,8 5 kwp kwh 1 5 kwp kwh 1,2 2 kwp kwh 1,5 10 kwp kwh 2 10 kwp kwh 3 20 kwp kwh 4,6 30 kwp kwh einer 5 kwp PV-Anlage und einem jährlichen Stromverbrauch von kwh entspricht somit beispielsweise einer 1,1 auf der Abszisse in Abbildung 4.3. Mit einer Batterie im Bereich von 4 bis 8 kwh nutzbarer Kapazität ist somit eine durchschnittliche jährliche Eigenverbrauchsquote von rund 60 % zu erwarten. Bei der Interpretation dieser und der folgenden Abbildungen ist zu beachten, dass es sich um Durchschnittswerte gemessener Daten handelt. Ein Rückschluss auf einzelne Haushalte ist aufgrund der individuellen Lastprofile stets nur in begrenztem Umfang möglich. Insgesamt zeigt Abbildung 4.3, dass bereits ein kleiner PV- Speicher die Eigenverbrauchsquote eines Haushaltes signifikant erhöhen kann. Haushalte, die ein Verhältnis (Solare Erzeugung / Stromverbrauch) unterhalb von 1 besitzen erreichen mittlere Eigenverbrauchsquoten von über 60 %. Für Haushalte, deren PV-Anlage so ausgelegt ist, dass sie den jährlichen Energiebedarf bilanziell decken kann (Werte größer als 1), werden durch den Einsatz von Solarstromspeichern mittlere Eigenverbrauchsquoten von etwa 50 % für realisierbar (Werte zwischen 1 und 1,5). Die Eigenverbrauchsquoten sinken darüber hinaus mit steigenden Verhältnissen von PV-Anlage zu Haushaltslast: Wird die PV- Anlage größer, kann von der Energie verhältnismäßig weniger gespeichert werden. Die Erhöhung der Eigenverbrauchsquote durch Speicher wird somit deutlich erschwert. Das Standard-Monitoring 57

58 4 Das Standard-Monitoring Typische Eigenverbrauchsquoten unterschiedlicher Speichersystemkonfigurationen ISEA RWTH Aachen Abbildung 4.3: Mittlere Eigenverbrauchsquoten der ausgewerteten Haushalte in Abhängigkeit von der relativen PV- Nennleistung und der Speicherkapazität. ISEA RWTH Aachen Abbildung 4.4: Mittlere Autarkiegrade der ausgewerteten Haushalte in Abhängigkeit von der relativen PV-Nennleistung und der Speicherkapazität. 58 Das Standard-Monitoring

59 4 Das Standard-Monitoring Typische Autarkiegrade unterschiedlicher Speichersystemkonfigurationen Typische Autarkiegrade unterschiedlicher Speichersystemkonfigurationen Analog zu Abbildung 4.3 sind in Abbildung 4.4 die gemittelten jährlichen Autarkiegrade verschiedener Größenklassen von PV-Speichern abhängig von der Nennleistung der PV- Anlage und dem durchschnittlichen jährlichen Strombedarf des Haushaltes dargestellt. Die Anmerkungen und Beispiele zur Einteilung der horizontalen Achse aus der Beschreibung von Abbildung 4.3 gelten analog. Es zeigt sich, dass größere PV-Anlagen und größere Speicher zu höheren durchschnittlichen Autarkiegraden führen. Denn eine große PV-Anlage erzeugt viel Energie, die in einem dazu angemessen ausgelegtem Speicher zwischen gespeichert werden kann und in Zeiten geringer oder ausbleibender PV-Erzeugung die Haushaltslast bedienen kann. Nichtsdestotrotz werden unter anderem aufgrund des für die Betreiber von Solarstromspeichern typischen hohen jährlichen Stromverbrauchs Autarkiegrade oberhalb von 70 % nur von wenigen Haushalten erreicht. Typische Autarkiegrade liegen im Bereich um ca. 60 % Direkte Effekte des Eigenverbrauchs von PV-Anlagen mit Solarstromspeicher auf Steuern und Umlagen Mit einer kontinuierlich sinkenden Einspeisevergütung für PV-Strom und steigenden Endverbraucherstrompreisen ist bereits seit 2012 der lokale Eigenverbrauch von Solarstrom wirtschaftlicher als dessen Einspeisung in das öffentliche Stromnetz (sogenannte Grid Parity, siehe dazu auch Abbildung 1.7). Die anhaltenden Preisdegressionen von Photovoltaikanlagen und Batteriespeichersystemen können in Zukunft durch steigende Installationszahlen den Anteil des selbstverbrauchten Solarstroms und damit auch die durchschnittliche Autarkie deutscher Haushalte weiter erhöhen. Bei gleichbleibenden politischen Randbedingungen ist somit mittelfristig davon auszugehen, dass im Bereich der privaten Endverbraucher sowie kleiner Gewerbebetriebe die Menge des selbstverbrauchten Solarstroms steigen und die Menge des aus dem öffentlichen Netz bezogenen Stroms zurückgehen wird. Die Verschiebung im Energienutzungsverhalten privater Endverbraucher hat direkte Effekte auf öffentliche Steuern und Umlagen, die den Großteil des Endkundenstrompreises in Deutschland ausmachen [40]. Demnach bedeutet ein Rückgang des durch private Endkunden aus dem öffentlichen Netz bezogenen Stroms stets auch eine Minderung der damit einhergehenden Einnahmen. Gleichzeitig profitiert die Öffentlichkeit jedoch durch eine verringerte Einspeisung aus PV-Anlagen von einer geringeren Menge an zu vergütendem Strom aus erneuerbaren Energien. Hinzu kommen nicht unerhebliche Summen an Umsatzsteuer, die beim Kauf eines Speichersystems gezahlt werden sowie (unentgeltlich oder kostengünstig) erbrachte Systemdienstleistungen der Speichersysteme. Um einen Überblick über die direkten Effekte des Eigenverbrauchs von PV-Anlagen mit Speichersystemen auf Steuern und Umlagen zu gewinnen, wird im Folgenden anhand der vorliegenden Daten des Monitoringprogramms für die Jahre 2014 bis 2016 eine Abschätzung über die Größenordnungen der allokierten Strommengen und damit verbundenen Zahlungsflüsse getroffen. Als Referenzsystem wird hierbei vereinfachend ein Haushalt mit PV-Anlage gewählt, der 100 % seiner PV-Erzeugung in das Stromnetz einspeist. Die folgende Abschätzung kann dabei methodenbedingt nur die direkten Effekte von PV-Speichern einbeziehen. Indirekte Effekte, wie unter anderem eine verbesserte Integration von dezentralen Erzeugungsanlagen in das deutsche Stromnetz, Das Standard-Monitoring 59

60 4 Das Standard-Monitoring Direkte Effekte des Eigenverbrauchs von PV-Anlagen mit Solarstromspeicher auf Steuern und Umlagen ein verzögerter oder verhinderter Netzausbau durch die netzstabilisierenden Potenziale von Solarstromspeichern, die Schaffung bzw. Erhaltung von Arbeitsplätzen im Bereich der Installation und Instandhaltung von PV- Anlagen und Solarstromspeichersystemen, eine Stärkung der deutschen Binnenwirtschaft (der Großteil der im Rahmen des Förderprogramms angeschafften Speicher stammt von Herstellern, die in Deutschland produzieren) oder eine Vergleichmäßigung des Börsenstrompreises durch geringere Einspeisung zur Mittagszeit und geringere Lasten am Abend und in der Nacht gehen nicht in die Analyse ein. In Anhang A ist das Vorgehen der durchgeführten Analyse schematisch als Flussdiagramm dargestellt. Grundsätzlich werden anhand der Daten des Basis- und Standard-Monitorings die insgesamt vermiedene Menge eingespeisten PV- Stroms sowie die insgesamt vermiedene Menge an Strombezug Die Annahmen bezüglich der PV-Erzeugung, des Stromverbrauchs sowie spezifischer Eigenverbrauchsquoten und Autarkiegrade erfolgen analog zu den Ergebnissen der Kapitel Investitionskosten und durchschnittliche Kapazitäten von Blei- und Lithiumspeichern werden anhand der vorliegenden Marktdaten (siehe Kapitel 3) berücksichtigt. Die zugrundeliegenden Annahmen der Analyse, inkl. einer detaillierteren Darstellung der unterschiedlichen Bestandteile des Strompreises, sind in Tabelle 4.2 zusammengefasst. Bei der Auswertung wird weiterhin zwischen den Steuermodellen der Kleinunternehmerregelung sowie der Regelbesteuerung unterschieden. Die beiden Steuermodelle unterscheiden sich prinzipiell in der Bezugsgröße, auf die der Kunde Umsatzsteuer zahlt. Während bei der Kleinunternehmerregelung Umsatzsteuer auf den Kaufpreis des Speichersystems gezahlt wird, fallen bei der Regelbesteuerung Umsatzsteuer auf die Einspeisung und den Eigenverbrauch an (siehe Abbildung 4.5). Beide Besteuerungsarten werden zunächst kurz vorgestellt. Eine detailliertere Übersicht hierzu befindet sich in Anhang A. aller Betreiber von kleinen PV-Anlagen mit Solarstromspeichern in den Jahren 2014 und 2016 ermittelt. Dabei gelten zur Abschätzung des Beitrags von PV-Speichern, die nicht in der Datenbank des Speichermonitorings registriert sind, die in Kapitel 6.2 getroffenen Annahmen bezüglich der Gesamtheit des PV-Speichermarktes in Deutschland. Den ermittelten Energiemengen wird anschließend anhand der jeweils individuell zutreffenden Einspeisevergütung bzw. des geltenden Endkundenstrompreises ein monetärer Wert zugeordnet: Eingespeister PV-Strom wird in Abhängigkeit von der Nennleistung der PV-Anlage mit der mittleren EEG- Vergütung für das jeweilige Installationsjahr gewichtet. 60 Das Standard-Monitoring

61 4 Das Standard-Monitoring Direkte Effekte des Eigenverbrauchs von PV-Anlagen mit Solarstromspeicher auf Steuern und Umlagen Tabelle 4.2: Annahmen zur Abschätzung der direkten Effekte von PV-Anlagen mit Speichern auf Steuern und Umlagen Durchschnittliche EEG-Vergütung [41] PV-Anlagen < 10 kwp [Cent/kWh] 13,02 12,40 12,31 PV-Anlagen > 10 kwp [Cent/kWh] 12,48 12,06 11,97 Angenommene Preise (brutto) Blei-Speicher [ /kwh] Lithium-Speicher[ /kwh] Anteile der Systeme an der Gesamtzahl installierter Speicher Blei-Speicher [%] Lithium Speicher [%] Anteil nachträglich installierter Speicher [%] Anteile PV-Anlagen < 10 kwp [%] Dimensionierung der Systemgrößen Nutzbare Kapazität Blei-Speicher [kwh] 7,93 9,62 11,28 Nutzbare Kapazität Lithium-Speicher [kwh] 5,63 5,62 6,37 Nennleistung PV-Anlage > 10 kwp [kwp] 22,03 21,14 21,26 Nennleistung PV-Anlage < 10 kwp [kwp] 7,33 7,48 7,39 Strompreiszusammensetzung [40] Erzeugung & Vertrieb [ct/kwh] 7,38 7,05 6,26 Netzentgelte [ct/kwh] 6,63 6,74 7,01 EEG-Umlage [ct/kwh] 6,24 6,17 6,35 Konzessionsabgabe [ct/kwh] 1,66 1,66 1,66 Stromsteuer [ct/kwh] 2,05 2,05 2,05 Mehrwertsteuer [ct/kwh] 4,65 4,58 4,60 KWK-Umlage [ct/kwh] 0,18 0,25 0,45 Offshore Haftungsumlage [ct/kwh] 0,25-0,05 0,04 Strom-NEV-Umlage [ct/kwh] 0,09 0,24 0,38 abla-umlage [ct/kwh] 0,01 0,01 / Summe (Endkundenstrompreis) [ct/kwh] 29,14 28,70 28,80 EEG-Umlage auf Eigenverbrauch bei PV-Anlagen > 10 kwp [Cent/kWh] (2014 und 2015: 30 %, 2016: 35 % der EEG-Umlage [3]) 1,87 1,85 2,22 Das Standard-Monitoring 61

62 4 Das Standard-Monitoring Direkte Effekte des Eigenverbrauchs von PV-Anlagen mit Solarstromspeicher auf Steuern und Umlagen Kleinunternehmerregelung Die sogenannte Kleinunternehmerregelung nach 19 UStG ermöglicht Unternehmen mit geringen Umsätzen (beispielsweise Betreibern von kleinen PV-Anlagen) steuerlich weitestgehend wie Nichtunternehmer behandelt zu werden [42]. Dabei entfällt zwar die Möglichkeit eines Vorsteuerabzugs, gleichzeitig muss auf die produzierten Energien (Eigenverbrauch und Einspeisung) jedoch keine Umsatzsteuer gezahlt werden. Diese Regelung gilt sowohl für PV-Anlagen als auch für den Kauf und Betrieb von PV-Speichern, unabhängig davon, ob diese gleichzeitig oder nachträglich installiert wurden. Durch die nicht zu zahlenden Steuern auf die Energieflüsse, haben Betreiber insbesondere einen geringen Verwaltungsaufwand. Andererseits bedeutet dies jedoch einen höheren finanziellen Aufwand beim Kauf der Anlage. Voraussetzung für die Kleinunternehmerregelung ist, dass die Umsätze aus PV-Anlage und Speichersystem im Jahr des Kaufes nicht über und im Folgejahr nicht über liegen. Dies ist für typische Aufdachanlagen stets erfüllt. Bei der Wahl der Besteuerungsart sind weiterhin die Mindestanforderungen zu beachten, unter denen eine unternehmerische Nutzung des PV-Speichers zulässig ist: Wird der Speicher gleichzeitig mit der PV-Anlage installiert, bekommt der Betreiber die Umsatzsteuer aus dem Kauf vom Finanzamt erstattet, wenn mindestens 10 % des PV-Stroms ins Netz eingespeist und damit unternehmerisch genutzt werden. Wird der Speicher nachträglich installiert, kann die Umsatzsteuer nur dann erstattet werden, wenn mindestens 10 % des gespeicherten Stroms ins Netz eingespeist werden. Da dies im Rahmen der geltenden Anschlussrichtlinien typischerweise nicht möglich ist, wird davon ausgegangen, dass der Betreiber bei einer nachträglichen Installation keine Regelbesteuerung wählt. Wahl der Besteuerung bei Installation Regelbesteuerung Im Rahmen der Regelbesteuerung wird ein PV- Speichersystem als Investitionsgut betrachtet, das damit vorsteuerabzugsfähig ist. Die beim Kauf des Systems gezahlte Umsatzsteuer wird somit vom Finanzamt erstattet. Der Betreiber des PV-Speichers ist dann dazu verpflichtet, Steuern auf die aus seiner Anlage erwirtschafteten Umsätze (Eigenverbrauch und Netzeinspeisung) zu zahlen: Kleinunternehmerregelung Regelbesteuerung Zur Ermittlung der Umsatzsteuer auf den Eigenverbrauch wird ein fiktiver Nettostrompreis angenommen. Die zu zahlende Umsatzsteuer auf Netzeinspeisung ergibt sich direkt aus der jeweils geltenden EEG- Vergütung der PV-Anlage. Umsatzsteuer auf Kauf der PV-Anlage und des Speichers Umsatzsteuer auf Eigenverbrauch und Einspeisung Abbildung 4.5: Vereinfachte Übersicht zur Wahl der Besteuerung. 62 Das Standard-Monitoring

63 Berechnung Datenbasis 4 Das Standard-Monitoring Direkte Effekte des Eigenverbrauchs von PV-Anlagen mit Solarstromspeicher auf Steuern und Umlagen Erläuterung der Änderungen in der Berechnungsmethodik im Vergleich zum Vorjahr Im Vergleich zu den im Jahresbericht 2015 dargestellten Analysen wurde die Berechnungsmethode in kontinuierlicher Abstimmung mit verschiedenen Institutionen an mehreren Stellen angepasst, die in Tabelle 4.3 zusammengefast sind. Die Kernaussage der durchgeführten Analysen bleibt dabei bestehen: Die Summe aller monetären Effekte von PV- Anlagen mit Solarstromspeichern in Deutschland ist gering. Abschätzung der direkten Effekte des Eigenverbrauchs von PV-Anlagen mit Solarstromspeichern Die jährlichen direkten Effekte von PV-Anlagen mit Solarstromspeichern in Deutschland für die Jahre 2014 bis 2016 sind in Abbildung 4.6 (Kleinunternehmerregelung) und Abbildung 4.7 (Regelbesteuerung) dargestellt. Alle monetären Effekte sind dabei stets aus Sicht der Öffentlichkeit dargestellt: Haushaltseinnahmen und gesparte öffentliche Ausgaben werden somit positiv, entgangene Einnahmen negativ dargestellt. Da die beiden Besteuerungsarten sich nur in Bezug auf die gezahlte Umsatzsteuer unterscheiden, sind innerhalb der beiden Abbildungen alle sonstigen Posten identisch. Unter dem Begriff Prosumer werden im Folgenden sowohl Haushalte als auch Gewerbe zusammengefasst. Nicht gezahlte EEG-Vergütung Der Posten "Nicht gezahlte EEG-Vergütung" beschreibt die Summe der Geldmengen, die den Betreibern von PV- Speichern nicht ausgezahlt werden, da sie einen Teil ihres PV-Stroms nicht in das öffentliche Stromnetz einspeisen und somit keine EEG-Vergütung für diese Strommengen erhalten. Dies entlastet indirekt die deutschen Stromkunden, da über den Wälzungsmechanismus des EEG eine geringere EEG-Umlage erhoben werden muss, um die eingespeisten Strommengen zu vergüten. Es ist zu erkennen, dass diese Größe mit der zunehmenden Anzahl an Systemen über die Jahre steigt. Die beeinflussenden Größen sind hierbei die Eigenverbrauchsquoten der Prosumer, die erzeugte Menge an Solarenergie und die Höhe der EEG-Vergütung. Für ganz Deutschland stiegen die zugehörigen jährlichen Beträge innerhalb der Jahre 2014 bis 2016 von ca. 6,2 Mio. auf 21,4 Mio.. Tabelle 4.3: Übersicht der Änderungen in der Berechnungsgrundlage und ihre Konsequenzen. Änderung Konsequenz Rückwirkende Erweiterung der Datengrundlage für die Jahre 2014 bis 2015 Leichte Veränderung der durchschnittlichen Energieflüsse. Aufteilung der Gesamtheit in Haushalte und Gewerbe Realistischere Skalierungen der Zusammensetzung der Speicherbetreiber in Deutschland (siehe Einfluss in Abbildung 4.2). Reduzierung der Abschreibungsdauer des Solarstromspeichers von 20 auf 10 Jahre Erhöhung der eingenommenen Steuern in den betrachteten Jahren (Kleinunternehmerregelung). Das Standard-Monitoring 63

64 4 Das Standard-Monitoring Direkte Effekte des Eigenverbrauchs von PV-Anlagen mit Solarstromspeicher auf Steuern und Umlagen ISEA RWTH Aachen Abbildung 4.6: Direkte Effekte des Eigenverbrauchs von PV-Anlagen mit Speicher auf Steuern und Umlagen in den Jahren 2014 bis 2016 unter der Annahme, dass alle PV-Anlagen und Speichersysteme der Kleinunternehmerregelung unterliegen. ISEA RWTH Aachen Abbildung 4.7: Direkte Effekte des Eigenverbrauchs von PV-Anlagen mit Speicher auf Steuern und Umlagenin den Jahren 2014 bis 2016 unter der Annahme, dass alle PV-Anlagen und Speichersysteme der Regelbesteuerung unterliegen. 64 Das Standard-Monitoring

65 4 Das Standard-Monitoring Direkte Effekte des Eigenverbrauchs von PV-Anlagen mit Solarstromspeicher auf Steuern und Umlagen EEG-Umlage Da insbesondere die Thematik der vermiedenen EEG- Umlage durch vermehrten Eigenverbrauch ein häufig diskutiertes Themenfeld darstellt, ist diese in Abbildung 4.6 nicht mit den sonstigen Steuern und Umlagen verrechnet, sondern separat aufgeführt. Die Summe der durch PV-Anlagen mit Nennleistungen von mehr als 10 kwp eingenommenen EEG-Umlage ist positiv aufgetragen, jedoch marginal. Dies liegt daran, dass die allermeisten PV-Anlagen seit 2014 bewusst so ausgelegt wurden, dass sie diese Grenze nicht überschreiten. Die Summe von entgangener EEG-Umlage stieg zwischen 2014 und 2016 von 2,7 Mio. auf 9,6 Mio. an. Steuern und sonstige Umlagen Ein Großteil des deutschen Endkundenstrompreises setzt sich aus Steuern und Umlagen zusammen (siehe dazu auch Tabelle 4.2). Ein steigender Autarkiegrad einer wachsenden Anzahl von Stromverbrauchern führt somit zu einer Verringerung der insgesamt aus Strombezug generierten Steuereinnahmen. Die so ermittelten Geldmengen gehen daher negativ in die Bilanz ein. Den Mindereinnahmen von Steuern und Umlagen durch Verringerung des privaten Strombezugs steht jedoch die auf Speichersysteme gezahlte Umsatzsteuer (Kleinunternehmerregelung) oder die Umsatzsteuer auf Einspeisung und Eigenverbrauch (Regelbesteuerung) entgegen. Diese wird in Abbildung 4.6 und 4.7 jeweils positiv aufgetragen. Die Bilanz von zusätzlich eingenommenen und vermiedenen Steuern und sonstigen Umlagen ist für alle betrachteten Jahre nahezu ausgeglichen. Entgangene Netzentgelte und Konzessionsabgaben Die Aufrechterhaltung der Infrastruktur zur Elektrizitätsversorgung wird in Deutschland derzeit vor allem über Netzentgelte gedeckt, die einen wesentlichen Bestandteil des Arbeitspreises für elektrische Energie von privaten Endverbrauchern darstellen. Die Nutzbarmachung öffentlicher Wege zur Verlegung und zum Betrieb der Verteilleitungen (Konzessionsabgabe) stellt darüber hinaus eine wichtige Einnahmequelle für Städte und Gemeinden dar. Die Einnahmen aus diesen Abgaben sinken durch eine steigende Anzahl an Prosumer. Die ausschlaggebende Einflussgröße ist in diesem Fall der Autarkiegrad: Bei hohen Autarkiegraden wird wenig Energie aus dem Netz bezogen, wodurch unter den aktuellen Netzentgeltreglungen geringe Netzentgelte und Konzessionsabgaben gezahlt werden. Dies ist problematisch, da auch Betreiber von PV- Speichern grundsätzlich weiterhin einen Netzanschluss benötigen (siehe Kapitel und Kapitel ), sich durch vermehrten Eigenverbrauch aber in geringerem Umfang an dessen Finanzierung beteiligen. Da die Kosten zur Erhaltung der Infrastruktur unabhängig vom tatsächlichen Verbrauch der einzelnen Letztverbraucher sind, führen verringerte Zahlungen von PV-Speicherbetreibern somit zu einer erhöhten Belastung der verbleibenden Stromkunden. Summe Die letzten Balken der Abbildungen 4.6 und 4.7 stellen jeweils die Bilanz aller positiven und negativen monetären Beträgen des jeweiligen Jahres dar. Insgesamt ist diese mit jeweils weniger als 2 Mio. für alle betrachteten Jahre sehr gering. Stieg die Summe von 2014 auf 2015 noch um 0,9 Mio. (Kleinunternehmerregelung) bzw. um 1,6 Mio. (Regelbesteuerung), ergibt sich für das Jahr 2016 für beide Besteuerungsarten ein Rückgang: Während die Summe der Regelbesteuerung mit 0,2 Mio. leicht positiv bleibt, so wird die Summe der Kleinunternehmerregelung in 2016 erstmals mit -1,5 Mio. negativ. Dies ist insbesondere durch die stark fallenden Preise von Speichersystemen zu erklären, die zu Das Standard-Monitoring 65

66 4 Das Standard-Monitoring Direkte Effekte des Eigenverbrauchs von PV-Anlagen mit Solarstromspeicher auf Steuern und Umlagen geringeren Umsatzsteuererträgen führen. Generell ist zu beachten, dass die Annahme einer einzigen Besteuerungsart für alle PV-Speicher jeweils ein Extremszenario darstellt der tatsächliche Wert wird innerhalb der beiden analysierten Szenarien liegen. Förderung Neben den Betriebseffekten von dezentralen Solarstromspeichern auf den Energieverbrauch der jeweiligen Betreiber hat auch die Förderung eines Teils der in Deutschland betriebenen PV-Speicher durch die KfW-Bank einen Einfluss auf die entstehenden Zahlungsströme. Bei einem angenommenen durchschnittlichen Tilgungszuschuss von ca pro Speichersystem und einer Anzahl von bis Ende 2016 geförderten Speichersystemen ergibt sich für die Jahre 2013 bis 2016 in Summe ausgezahlte Tilgungszuschüsse in Höhe von rund 70,5 Millionen Euro. Bei Wegfall der Einspeisevergütung für Strom aus Photovoltaikanlagen, beispielsweise bei Erreichen des nationalen Ausbauziels von 52 GWp oder bei einem vermehrten Auslaufen der zwanzigjährigen EEG-Vergütung für ältere Anlagen, würde der Posten "Nicht gezahlte EEG- Vergütung" für eine steigende Anzahl von PV-Anlagen aus der Berechnung herausfallen. Ein vermehrtes Nachrüsten von dezentralen PV- Speichern zu bestehenden PV-Anlagen, die aufgrund ihres Installationsdatums zum Teil deutlich höhere Einspeisevergütungen erhalten, würde die öffentliche Hand dagegen durch eingesparte Vergütungszahlungen erheblich entlasten. Aufgrund der sinkenden Endkundenpreise von Speichersystemen ist in Zukunft grundsätzlich weiterhin mit sinkenden Einnahmen durch hierauf gezahlte Umsatzsteuer pro Speichersystem zu rechnen. Ausblick Anhand der heute am Markt zu beobachtenden Tendenzen lassen sich qualitative Aussagen über die wahrscheinliche Entwicklung der direkten Effekte des Eigenverbrauchs von PV-Anlagen mit Solarstromspeichern ableiten: Tabelle 4.4: Zusammenfassung der direkten Effekte des Eigenverbrauchs auf Steuern und Umlagen. Kleinunternehmerregelung [Mio. ] Regelbesteuerung [Mio. ] Nicht gezahlte EEG Vergütung +6,2 +13,2 +21,41 +6,2 +13,2 +21,41 Bilanz EEG Umlage -2,43-4,98-8,86-2,43-4,98-8,86 Bilanz Steuern, Abgaben und sonstige Umlagen Nicht gezahlte Netzentgelte und Konzessionsabgaben +0,005 +0,1-0,95 +0,21 +1,08 +0,75-3,61-7,28-13,1-3,61-7,28-13,1 Summe +0,165 +1,04-1,5 +0,37 +2,02 0,2 66 Das Standard-Monitoring

67 4 Das Standard-Monitoring Direkte Effekte des Eigenverbrauchs von PV-Anlagen mit Solarstromspeicher auf Steuern und Umlagen Das Standard-Monitoring 67

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69 5 Das Intensiv-Monitoring Ziele der hochauflösenden Messungen 5 Das Intensiv-Monitoring Im Rahmen des Intensiv-Monitorings soll die Wirkung und der Nutzen von PV-Speichern auf den jeweiligen Haushalt sowie auf das Verteilnetz tiefgehend analysiert werden. So kann ein besseres Verständnis der Technologie unter realen Einsatzbedingungen geschaffen werden, anhand dessen Empfehlungen für die langfristige Weiterentwicklung der Technologie abgeleitet werden können. Im Rahmen des Forschungsprojektes werden dazu in Labortests sowie an 20 privat betriebenen Solarstromspeichern hochauflösende Messungen durchgeführt, bei denen alle Spannungen, Ströme und Energieflüsse von PV-Anlage, Haushalt, Speichersystem und Stromnetz sekündlich erfasst und ausgewertet werden. Darüber hinaus werden die solare Einstrahlung, Faktoren der Netzqualität nach DIN EN sowie die Temperaturwerte der PV-Module, der Speicherbatterie und des Installationsorts sekundengenau aufgezeichnet. Zunächst wird in Kapitel 5.1 ein kurzer Überblick über die Umsetzung des Intensiv-Monitorings und die untersuchten Systeme gegeben (eine detaillierte Beschreibung befindet sich im Jahresbericht 2016 [28]). Anschließend werden in Kapitel 5.2 die aufgenommenen Messdaten ausgewertet. 5.1 Realisierung des Intensiv-Monitorings Die Realisierung eines für das Intensiv-Monitorings geeigneten hochauflösenden Messsystems stellt eine technische und organisatorische Herausforderung dar. In den folgenden Kapiteln werden daher zunächst die einzelnen Schritte zur Umsetzung des Intensiv-Monitorings im Feld dargestellt. Da die Realisierung des Intensiv-Monitorings bereits in vorherigen Jahresberichten ausführlich beschrieben wurde, erfolgt hier nur eine gekürzte Zusammenfassung der wesentlichen Aspekte Ziele der hochauflösenden Messungen Die wesentlichen Ziele der hochauflösenden Vermessung von PV-Speichern sind: Prüfen der Wirkungsgrade im Feld Die Wirkungsgrade von Batterien und Leistungselektronik sind von zahlreichen Faktoren abhängig, unter anderem von der jeweiligen Spannungslage, der Leistung und der Temperatur der einzelnen Komponenten. Um ein aus Netz- und Verbrauchersicht optimales Speichersystem zu entwickeln, ist es somit wichtig, die Faktoren zu identifizieren, die im realen Betrieb den Wirkungsgrad des Gesamtsystems signifikant beeinflussen. So kann der Wirkungsgrad durch geeignete Maßnahmen maximiert werden. Prüfen der Energiemanagementstrategien Intelligente Energiemanagementstrategien ermöglichen einen maximalen Nutzen des Speichersystems für den Betreiber und das Niederspannungsnetz. Neben der Verwendung von Erzeugungs- und Lastprognosen zur Vermeidung der Abregelung von Solarerzeugung kann durch gezielte Steuerung des Gesamtsystems die Autarkie und der Eigenverbrauch des Haushaltes weiter erhöht und die Alterung der Batteriespeicher minimiert werden. Einfluss der Speichertopologie Die am Markt verfügbaren Speichersysteme verfolgen unterschiedliche Konzepte des Anschlusses an die PV-Anlage (DC-gekoppelt, AC-gekoppelt, Generatorgekoppelt) und an das Stromnetz (einphasig, symmetrisch dreiphasig, asymmetrisch dreiphasig). Die Einflüsse der zugrundeliegenden Verschaltung auf den Betreiber und das Niederspannungsnetz sollen durch hochaufgelöste Messungen erfasst werden. Das Intensiv-Monitoring 69 Bild des Kapitels minervastudio/fotolia.com

70 5 Das Intensiv-Monitoring Vorstellung der untersuchten Speichersysteme Prüfen des Einflusses der Leistungsfähigkeit von Speichern Die verschiedenen am Markt verfügbaren PV-Speicher weisen zum Teil sehr unterschiedliche Leistungsfähigkeiten auf. Neben der maximalen Lade- bzw. Entladeleistung zählt hierzu auch die Fähigkeit, auf schnelle Laständerungen reagieren zu können. Prüfen der Batteriealterung Unterschiedliche Batterietechnologien weisen zum Teil erheblich voneinander abweichende Alterungscharakteristika auf. Für einen nachhaltigen Betrieb von PV-Speichern ist somit stets auch der Einfluss der gewählten Betriebsstrategie auf die stattfindenden Alterungsprozesse in der Batterie zu überprüfen. Prüfen der Potenziale von bidirektionalen Netzdienstleistungen Die Potenziale von dezentralen PV-Speichern zur Erbringung von Systemdienstleistungen stehen im Fokus zahlreicher aktueller Studien. Anhand der bisher genannten Punkte ist zu prüfen, inwiefern dezentrale Speicher technisch und organisatorisch dazu in der Lage sind, verlässlich weitere Aufgaben neben ihrer primären Aufgabe der Eigenverbrauchssteigerung zu übernehmen. Darüber hinaus sind zahlreiche weitere Anwendungen der generierten Messdaten denkbar, beispielsweise hinsichtlich der Parametrierung von Systemmodellen Vorstellung der untersuchten Speichersysteme Im Rahmen des Intensiv-Monitorings werden markttypische PV-Speichersysteme mit einem gleichzeitig möglichst breiten Spektrum an technischen Ausprägungen berücksichtigt. Im Vorfeld der Vermessung wurde dazu eine Auswahl von vier Speichersystemtypen getroffen. Dabei erfolgte die Auswahl nach folgenden Kriterien: Hohe Marktdurchdringung Um eine möglichst hohe Grundgesamtheit von potenziellen freiwilligen Teilnehmern für das Intensiv-Monitoring zu erreichen, war es im Vorfeld wichtig, Speichersysteme mit einer möglichst hohen Marktdurchdringung auszuwählen. Diese Speichersysteme erfüllen darüber hinaus auch die Forderung nach einer möglichst hohen Repräsentanz der Mehrheit der in Deutschland installierten Speichersysteme. Hohe technische Diversität Zur globalen Analyse der Potenziale von PV-Speichern ist es von besonderem Interesse, Speichersysteme mit möglichst unterschiedlichen Konzepten zu vermessen, um deren Eigenschaften unter realen Bedingungen vergleichen zu können. Bei der Auswahl von Speichersystemen wurde daher auf eine hohe Diversität hinsichtlich der folgenden Eigenschaften geachtet: Blei und Lithium-Ionen-Batterien Ein- und Dreiphasige Systeme AC- und DC-gekoppelte Systeme Tabelle 5.1: Technische Eigenschaften der ausgewählten Solarstromspeicher. Hersteller Produktbezeichnung Batterietyp AC / DC Anschluss Deutsche Energieversorgung Senec.IES Home G2(+) Blei AC 1-phasig SMA Smart Energy Lithium DC 1-phasig E3/DC S10 Lithium DC 3-phasig Sonnen Eco Lithium AC 1-phasig 70 Das Intensiv-Monitoring

71 5 Das Intensiv-Monitoring Vorstellung der untersuchten Speichersysteme Zur Vermessung durch das Intensiv-Monitoring wurden nach Anwendung der beschriebenen Kriterien im Jahr 2014 die folgenden Systemtypen ausgewählt: Die zentralen technischen Eigenschaften der ausgewählten Systeme sind in Tabelle 5.1 zusammengefasst und in Abbildung 5.1 bis Abbildung 5.4 dargestellt. Senec.IES Home G2 (Deutsche Energieversorgung) Sunny Boy Smart Energy (SMA) Hauskraftwerk S10 (E3/DC) ECO (Sonnenbatterie) Die vier Speichersysteme wurden zunächst vom ISEA käuflich erworben. Anschließend wurden sie unter Laborbedingungen tiefgehend vermessen. Des Weiteren wurden die Laborsysteme dazu genutzt, eine detailgenaue Vorgehens- Abbildung 5.1: Senec.IES Home G2+ Quelle: Abbildung 5.2: SMA Sunny Boy Smart Energy Quelle: Abbildung 5.3: E3DC S10 Quelle: Abbildung 5.4: Sonnenbatterie Eco Quelle: sbc-koblenz.sonnenbatterie.de. Das Intensiv-Monitoring 71

72 5 Das Intensiv-Monitoring Vorstellung der untersuchten Speichersysteme weise der Tätigkeiten im Feldeinsatz zu entwickeln. Dies geschah im Vorfeld der Installationen in Zusammenarbeit mit einem Elektromeisterbetrieb und wurde sorgfältig dokumentiert. Das zu den Feldinstallationen entsendete Personal kann auf Basis dieser Dokumentation an jedem der ausgewählten Speichersysteme zuvor unter definierten Bedingungen geschult werden. So kann eine zügige und fachkundige Installation des Messsystems bei den Speicherbetreibern gewährleistet werden. Zum Zeitpunkt der Veröffentlichung des vorliegenden Jahresberichts waren hochauflösende Messsysteme an vier PV- Speichern im Prüflabor des ISEA sowie an 20 privat betriebenen Solarstromspeichern im Großraum Nordrhein- Westfalen installiert. Die wesentlichen elektrischen Daten der bis Mitte 2017 messtechnisch erfassten PV- Speichersysteme sowie der zugehörigen Haushalte sind in Tabelle 5.2 zusammengefasst. Eine hohe Verfügbarkeit der Systeme über die Dauer von mehreren Jahren ist technisch und personell eine große Herausforderung. Aus Sicherheitsgründen wurde das private Netzwerk der Speicherbetreiber nicht nach außen geöffnet. Diese Entscheidung macht Hausbesuche aufgrund von Tabelle 5.2: Technische Eigenschaften der vermessenen Solarstromspeicher. Da einige Systeme noch kein ganzes Jahr im Feld vermessen werden, wurden die bei der Registrierung zum Speichermonitoring angegebenen Stromverbrauchswerte herangezogen. # PV [kwp] Stromverbrauch 1 [kwh] Speichertyp Topologie Kapazität netto [kwh] P batt,max [kw] 1 6, Senec Home G2+ AC 8,0 2,5 2 9, E3DC S10E12 DC 9,2 3,0 3 7, E3DC S10E12 DC 9,2 3,0 4 9, Senec Home G2 AC 8,0 2,8 5 6, SMA Sunnyboy 5000SE DC 2,0 2,0 6 9, Sonnenbatterie eco 9.0 AC 7,0 3,0 7 9, Sonnenbatterie eco 8.0 AC 8,0 3,3 8 10, Sonnenbatterie eco 13.5 AC 10,5 3,5 9 9, E3DC S10E8 DC 9,2 3,0 10 9, Senec Home G2+ AC 8,0 2,5 11 5, SMA Sunnyboy 5000SE DC 2,0 2,0 12 6, E3DC S10 Mini DC 4,6 1,5 13 4, SMA Sunnyboy 3600SE DC 2,0 2,0 14 3,71 n/a SMA Sunnyboy 3600SE DC 2,0 2,0 15 8, Sonnenbatterie eco 8.0 AC 8,0 3,3 16 7, Sonnenbatterie eco 9.0 AC 7,0 3,0 17 5, Sonnenbatterie eco v8.2 AC 6,0 3,3 18 4,68 n/a SMA Sunnyboy 3600SE DC 2,0 2,0 19 3, SMA Sunnyboy 3600SE DC 2,0 2,0 20 6, E3DC S10E12 DC 9,2 3,0 72 Das Intensiv-Monitoring

73 5 Das Intensiv-Monitoring Definition der Messstellen Ausfällen der Messsysteme oder der Internetverbindung notwendig. Oftmals reicht ein kurzes Telefonat bzw. eine Nachricht an den Speicherbetreiber, um einen Neustart des Messsystems auszulösen. Viele Probleme können so bereits gelöst werden. Teilweise ist jedoch ein Besuch des Technikers notwendig, der sich direkt mit dem Messsystem vor Ort verbinden muss, um den Fehler zu beheben. Da in diesen Fällen die Verfügbarkeit der Speicherbetreiber von besonderer Bedeutung ist, kann eine unverzügliche Fehlerbehebung nicht immer gewährleistet werden. Somit stellt der laufende Messbetrieb kontinuierlich hohe Anforderungen an die Wartung der Messsysteme. Derzeit besteht eine Verfügbarkeit der Messdaten von 87 % in Bezug auf die Gesamtzeit aller im Feld befindlichen Messsysteme Definition der Messstellen Um die tatsächliche Performance von PV-Speichern unter realen Bedingungen beurteilen zu können, ist eine detaillierte Vermessung privat betriebener Anlagen erforderlich. Für die verschiedenen Speichertopologien wurden dazu Messpläne entwickelt, die eine umfassende Analyse bezüglich der Wirkungsgrade, der Eigenverbrauchssteigerung, des Netzverhaltens und der Batteriealterung erlauben. Diese Messpläne unterscheiden sich für AC- und DC-gekoppelte Systeme und werden deswegen im Folgenden einzeln dargestellt. Dabei gelten folgende Anmerkungen: Die Messplanerstellung erfolgt grundsätzlich für eine dreiphasige Anbindung der PV-Anlage bzw. des Speichersystems. Bei Systemen, die nur über eine einphasige Verbindung verfügen, entfallen nichtrelevante Messstellen. Für Messungen auf der Gleichstromseite des PV- Generators wird im Messplan von lediglich einem DC- Anschluss ausgegangen. Ist die Anlage an einen Multistring-Wechselrichter angeschlossen, werden dort entsprechend mehrere DC-Messstellen implementiert. NS-Netz Netzzähler L1 L2 L3 N Speicher L1-L3 PV L1-L3 Haushalt L1-L3 AC-Messung ~ ~ DC-Messung = = Kommunikation Batterie DC PV DC Q.Pac Controller FTP Temperatursensor Speichersystem Einstrahlungssensor PV-Anlage ISEA RWTH Aachen Abbildung 5.5: Schematischer Aufbau eines hochauflösenden Messsystems für ein AC-gekoppeltes PV-Speichersystem. Das Intensiv-Monitoring 73

74 5 Das Intensiv-Monitoring Definition der Messstellen AC-gekoppelte Speichersysteme AC-gekoppelte Speichersysteme werden über die Wechselstromseite des Haushaltes mit der PV-Anlage verbunden. In Abbildung 5.5 ist ein entsprechender Aufbau schematisch dargestellt. Zusätzlich sind dort bereits die einzelnen Messstellen und Sensoren eingezeichnet, die im Zuge der Installationsarbeiten integriert werden. Wenn nicht explizit anders beschrieben, werden an den Messstellen jeweils Strom, Spannung, Leistung sowie der Energiefluss gemessen. Die Messstellen können wie folgt beschrieben werden: Auf der Wechselstromseite befinden sich drei Messstellen (blau markiert, von links nach rechts: Speicher L1-L3, PV L1-L3, Haushalt L1-L3). Die Angabe L1-L3 bezieht sich dabei auf die einzelnen Phasen des Stromnetzes. Mit diesen drei Messstellen auf der AC-Seite ist es möglich, den Netzbezug bzw. die Netzeinspeisung am Netzanschluss zu errechnen, womit dazu kein weiterer Sensor benötigt wird. Auf der Gleichstromseite (orange markiert) wird eine Messstelle direkt an der Batterie (DC Batterie) implementiert, eine weitere an der PV-Anlage (DC PV). An der Batterie des Speichersystems wird darüber hinaus ein Sensor zur Überwachung der Batterietemperatur angebracht. Auf der Erzeugungsseite zeichnet ein Einstrahlungssensor nach Möglichkeit kontinuierlich die solare Einstrahlung und die Modultemperatur auf. DC-gekoppelte Speichersysteme Im Unterschied zu AC-gekoppelten Speichersystemen sind DC-gekoppelte Speichersysteme nicht über die Wechselstromseite des Haushaltes, sondern über einen Gleichspannungszwischenkreis mit der PV-Anlage verbunden. Dadurch ergibt sich ein gegenüber AC-gekoppelten Speichersystemen veränderter Messaufbau, der in Abbildung 5.6 schematisch dargestellt ist: Auf der Wechselstromseite (blau markiert) gibt es eine Messstelle für den Speichersystemausgang (Speicher NS-Netz Netzzähler L1 L2 L3 N Einstrahlungssensor Speicher L1-L3 Haushalt L1-L3 PV-Anlage PV DC = = = ~ AC-Messung DC-Messung Kommunikation = = Controller FTP Batterie DC Temperatursensor Speichersystem ISEA RWTH Aachen Abbildung 5.6: Schematischer Aufbau eines hochauflösenden Messsystems für ein DC-gekoppeltes PV-Speichersystem. 74 Das Intensiv-Monitoring

75 5 Das Intensiv-Monitoring Qualität der im Feld vorgefundenen Speicherinstallationen L1-L3) und eine Messstelle für die Belastung durch den Haushalt (Haushalt L1-L3). Mit diesen zwei Messstellen auf der AC-Seite ist es möglich, den Netzbezug bzw. die Netzeinspeisung am Netzanschluss zu errechnen. Auf der Gleichstromseite (orange markiert) werden an der PV-Anlage (DC PV) und an der Batterie (DC Batterie) Messstellen implementiert. Wie bei der ACgekoppelten Topologie erfasst ein Temperatursensor die Batterietemperatur im Speichersystem und ein Einstrahlungssensor die solare Einstrahlung sowie die Modultemperatur. Bei beiden Topologien werden die aufgezeichneten Messdaten in einem zentralen Controller zusammengeführt und mittels eines FTP-Clients über die Internetverbindung des Systembetreibers an einen Server gesendet. Im Folgenden wird zunächst auf die Messinstrumente selbst und ihre Funktionen eingegangen. Aufbau und Validierung des Messsystems Um die entworfenen Messpläne umzusetzen, wurde im Forschungsprojekt ein Messsystem entwickelt, das die genannten Messgrößen und weitere speicher- und netzrelevante Parameter erfasst. Der Aufbau und die Validierung des Messsystems wurde bereits ausführlich im Jahresbericht 2016 behandelt [28]. Daher wird an dieser Stelle auf eine erneute Beschreibung verzichtet Qualität der im Feld vorgefundenen Speicherinstallationen Im Rahmen der andauernden Installationsarbeiten zum Intensiv-Monitoring erhielten die ausführenden Ingenieure des ISEA tiefe Einblicke in die Qualität der mechanischen und elektrischen Installationen der jeweiligen Solarstromspeicher. Diese werden typischerweise durch gewerbliche Installateure (Solarteure) ausgeführt. Der Markt der PV- Speicher ist ein vergleichsweise junger Markt. Deswegen hatten die Installateure zu Beginn des Forschungsprojektes zum Teil lediglich geringe Erfahrungen mit der Installation der Systeme. Die Evaluierung der vor Ort vorgefundenen Installationen kann demnach ein wichtiger Indikator für allgemeine Probleme mit dieser neuen Technologie sein. Bis zum Veröffentlichungsdatum des vorliegenden Jahresberichts wurden insgesamt 20 Installationen von hochauflösenden Messsystemen an privat betriebenen PV-Speichern durchgeführt. Die dabei vorgefundenen Installationen waren insbesondere zu Beginn der Installationen nicht immer fachgerecht ausgeführt und wiesen zum Teil erhebliche Mängel auf (siehe Jahresbericht 2015 [43]). Vorgefundene Installationsfehler wurden jeweils umgehend mit dem Betreiber des Speichersystems kommuniziert. Des Weiteren wurde der verantwortliche Installateur kontaktiert und auf die bestehenden Mängel hingewiesen. In den aufgetretenen Fällen konnte so jeweils eine zügige und für den Betreiber kostenfreie nachträgliche Behebung der Installationsfehler erwirkt werden. Es kann als Erfolg des Monitorings und als ein genereller Fortschritt der Branche gewertet werden, dass die seit Mitte 2015 besichtigten PV-Speichersysteme durchgängig höhere Installationsqualitäten aufwiesen. Dies ist auf höhere Erfahrungswerte der Installateure, installationsfreundlichere Speichersysteme und bessere Schulungen seitens der Hersteller zurückzuführen. 5.2 Auswertung des Intensiv-Monitorings Dieses Kapitel befasst sich in den jeweiligen Unterkapiteln mit den Auswertungen der hochauflösenden Feldmessdaten Eigenverbrauchsquoten der im Feld untersuchten Solarstromspeicher Ein wesentliches Ziel vieler Betreiber von PV-Anlagen und Heimspeichersystemen ist ein hoher Eigenverbrauch der erzeugten Energie. PV-Speicher dienen dabei als Puffer Das Intensiv-Monitoring 75

76 5 Das Intensiv-Monitoring Eigenverbrauchsquoten der im Feld untersuchten Solarstromspeicher zwischen den unterschiedlichen Erzeugungs- und Lastprofilen und erhöhen somit den Eigenverbrauchsanteil. Um die Effektivität von Speichern hinsichtlich der Erhöhung des Eigenverbrauchs in Privathaushalten zu untersuchen, wurden die erhobenen Messdaten in Form von monatlichen Energieflussbilanzen ausgewertet. Die Ergebnisse von vier beispielhaften Speichersystemen unterschiedlicher Hersteller sind in Abbildung 5.7 dargestellt. Eigenverbrauchsquoten mit Speicher Aus den hochauflösenden Messdaten lassen sich die tatsächlich erreichten Eigenverbrauchsquoten der Haushalte mit und ohne Speichersystem ermitteln. Die Eigenverbrauchsquote ist hierbei definiert als der Anteil der photovoltaischen Erzeugung, der direkt verbraucht oder in das Speichersystem geladen wird, um somit später dem Haushalt zugeführt zu werden. Der Eigenverbrauch entspricht damit dem Anteil der PV-Energie, der nicht in das öffentliche Stromnetz eingespeist wird: ( ) Eigenverbrauch "ohne Speicher" errechnen, indem die virtuell in das Stromnetz eingespeiste Energiemenge ohne vorhandenen Speicher berechnet wird. Bei dieser Methodik wird eine Änderung der Einspeisegrenze von 60 % auf 70 % gemäß der EEG-Vergütung für netzeinspeisende PV-Anlagen ohne Speichersystem vernachlässigt. Das kann besonders in den Sommermonaten in Peakzeiten zu höheren errechneten Eigenverbrauchsquoten ohne Speicher führen, als es tatsächlich der Fall gewesen wäre, wenn der Haushalt nur eine netzeinspeisende PV- Anlage betreiben würde. Findet in den Messdaten eine Abregelung auf 60 % der PV-Nennleistung statt, so fließt diese Abregelung auch in die errechnete Eigenverbrauchsquote ohne Speichersystem mit ein. Steigerung des Eigenverbrauchsanteils Durch die installierten Messsysteme konnte eine breite Basis an Daten für die Auswertung der Eigenverbrauchsquoten erfasst werden. Die beispielhaften Analysen in Abbildung 5.10 stellen ein repräsentatives Bild dar, aus dem sich folgende Aussagen ableiten lassen: Die Verluste innerhalb des Speichers (z.b. Ladeverluste und Verluste in der Elektronik) zählen in dieser Rechnung zum Hausverbrauch dazu, da die DC-seitige PV-Erzeugung als Bezugsgröße herangezogen wird. Somit fallen bei ACgekoppelten Systemen die Leistungsverluste im externen PV-Wechselrichter ebenfalls unter den Hausverbrauch. Eigenverbrauchsquoten ohne Speicher Neben der tatsächlichen Eigenverbrauchsquote lässt sich aus den hochauflösenden Messdaten auch die Eigenverbrauchsquote eines Haushaltes ermitteln, die mit PV- Anlage, jedoch ohne Speichersystem aufgetreten wäre. In der Auswertung wird dazu die Gleichzeitigkeit der gemessenen DC-seitigen PV-Erzeugung und des gemessenen Hausverbrauchs analysiert. Daraus lässt sich ein theoretischer Die ermittelten Eigenverbrauchsquoten der Haushalte ohne Speicher steigen in den Wintermonaten an: Da die PV-Erzeugung aufgrund der kürzeren Tage und des niedrigeren Sonnenstands sinkt, während der Hausverbrauch ansteigt, wird anteilig mehr PV-Leistung zur Deckung des Hausbedarfs genutzt. In den Sommermonaten ist die PV-Erzeugung hingegen so hoch, dass meist nur ein geringerer Anteil im Haus genutzt werden kann, sofern der Anlagenbetreiber seinen Stromverbrauch nicht der dargebotsabhängigen PV- Erzeugung manuell anpasst, indem er z.b. energieintensive Prozesse in die sonnenreiche Zeit verlegt. Die Eigenverbrauchsquote sinkt in den Sommermonaten daher ab. 76 Das Intensiv-Monitoring

77 5 Das Intensiv-Monitoring Eigenverbrauchsquoten der im Feld untersuchten Solarstromspeicher Die hochauflösenden Messdaten zeigen, dass die erreichten Eigenverbrauchsquoten aller untersuchten Haushalte durch Einsatz der PV-Heimspeichersysteme signifikant gesteigert werden konnten. Steigerungen von über 20 Prozentpunkten sind in den Sommermonaten, aber auch in den Wintermonaten leicht zu erzielen. ISEA RWTH Aachen ISEA RWTH Aachen ISEA RWTH Aachen ISEA RWTH Aachen Abbildung 5.7: Darstellung der Eigenverbrauchsquote im Jahresverlauf von 4 ausgewählten Speichersystemen. Die rot gestrichelten Linien kennzeichnen die durchschnittliche Eigenverbrauchsquote über das Jahr ohne (innen) und mit Speicher (außen). Oben links: = 6,50 kwp, Stromverbrauch = kwh, = 8,00 kwh Oben rechts: = 9,94 kwp, Stromverbrauch = kwh, = 7,02 kwh Unten links: = 6,24 kwp, Stromverbrauch = kwh, = 2,00 kwh Unten rechts: = 9,80 kwp, Stromverbrauch = kwh, = 9,20 kwh Das Intensiv-Monitoring 77

78 5 Das Intensiv-Monitoring Autarkiegrade der im Feld untersuchten Solarstromspeicher Limitierung der Eigenverbrauchserhöhung Selbst mit installierten Speichersystemen kann bei keinem der untersuchten Haushalte im Jahresverlauf ein Monat mit vollständigem Verbrauch der Solarenergie beobachtet werden. Dies ist insofern bemerkenswert, da aufgrund der geringen PV-Erzeugung im Winter zumindest die großen PV- Speicher genügend Kapazität hätten, um die gesamte Tageserzeugung der jeweiligen PV-Anlagen aufzunehmen. Doch auch in den Wintermonaten kann es für kurze Zeiten zu einer relativ hohen PV-Einspeisung bei gleichzeitig kaum vorhandener Haushaltslast kommen. Dann ist die Batterieladung allein durch die Leistungsfähigkeit des Systems bzw. der Batterie(-umrichters) begrenzt und Überschussleistung muss weiterhin in das öffentliche Stromnetz eingespeist werden. Hinzu kommen Regelungenauigkeiten und Regelverzögerungen, die die zusätzliche Netzaustauschleistung generieren (siehe S. 130 f. im Jahresbericht 2016 [28]). Einfluss der Speichergröße Insgesamt lässt sich anhand der Daten eine Korrelation zwischen Steigerung der Eigenverbrauchsquote und Kapazitätsgröße des Speichers zeigen: Ein relativ kleines Speichersystem mit nur wenig nutzbarer Kapazität erreicht im Schnitt eine geringere Steigerung der Eigenverbrauchsquote als Speichersysteme mit deutlich größeren Kapazitäten. Dieser Unterschied wird in den erzeugungsschwachen Monaten kleiner, da die Speichergröße aufgrund geringerer PV- Erzeugung weniger ins Gewicht fällt Autarkiegrade der im Feld untersuchten Solarstromspeicher Für viele Speicherbetreiber ist die Steigerung der Unabhängigkeit von großen Energieversorgern eine wichtige Motivation zum Kauf eines PV-Heimspeichersystems (siehe Kapitel 3.2.7). Über eine erhöhte Autarkie soll unter anderem eine Absicherung gegen steigende Strompreise erfolgen. Dabei ist es nicht das primäre Ziel der Betreiber, sich komplett vom öffentlichen Stromnetz zu separieren, sondern im technisch umsetzbaren Rahmen den Einfluss durch steigende Strompreise zu dämpfen. Im Folgenden wird anhand der Feldmessdaten der Einfluss der Speichersysteme auf den Autarkiegrad der untersuchten Haushalte dargestellt. Autarkiegrad mit Speicher Der Autarkiegrad beschreibt die bilanzielle Unabhängigkeit eines Haushalts vom öffentlichen Stromnetz. Da die meisten PV-Speichersysteme jedoch nicht inselbildend arbeiten, findet selbst in Phasen, in denen sich der Haushalt bilanziell zu 100 % autark versorgt, ein Leistungsaustausch mit dem öffentlichen Stromnetz statt. Eine vollständige (physikalische) Autarkie vom öffentlichen Stromnetz ist mit den meisten heute am Markt vertretenen Speichersystemen technisch nicht umsetzbar - dies ist in Hinblick auf die Jahresbilanz von Erzeugung und Verbrauch in Deutschland (siehe Kapitel 4.2.3) jedoch auch nicht sinnvoll, da es spätestens im Winter zu einer bilanziellen Unterversorgung des Haushaltes kommt, sofern keine alternativen dezentralen Erzeugungsquellen zur Verfügung stehen (beispielsweise ein Blockheizkraftwerk oder eine kleine Windanlage). Aus den hochauflösenden Messdaten lässt sich der Autarkiegrad eines Haushaltes mit Speichersystem nach folgender Formel ermitteln: ( ) Wird der Hausverbrauch komplett durch Netzbezug gedeckt, so ergibt sich ein Autarkiegrad von 0 %. Kann der Netzbezug hingegen vollständig vermieden werden, so steigt der Autarkiegrad auf 100 %. Autarkiequote ohne Speicher Analog zur Eigenverbrauchsquote lässt sich durch eine Analyse der Messdaten hinsichtlich Gleichzeitigkeit von PV- Erzeugung und Hausverbrauch ein theoretischer Netzbezug 78 Das Intensiv-Monitoring

79 5 Das Intensiv-Monitoring Auswertung der täglichen Zyklisierung und der Batterieeffizienz ermitteln, der im betrachteten Haushalt ohne Speichersystem aufgetreten wäre. Über die oben dargestellte Formel kann unmittelbar der Autarkiegrad "ohne Speicher" ermittelt werden. Im Gegensatz zur Berechnung der Eigenverbrauchsquote schlägt sich eine Spitzenkappung der PV- Anlage nicht im ermittelten Autarkiegrad nieder, da zur Berechnung nur der Netzbezug relevant ist: Zu Zeiten, in denen eine Abregelung der PV-Leistung stattfindet, wird kein Strom aus dem Netz bezogen. Steigerung der Autarkie Der Verlauf des Autarkiegrades ist über das Jahr gesehen konträr zum Verlauf der Eigenverbrauchsquote. Im Sommer kann dank hoher PV-Erzeugung ein größerer Anteil des häuslichen Strombedarfs durch die PV-Anlage gedeckt werden. Im Winter hingegen steigt zum einen der Strombedarf in deutschen Haushalten üblicherweise an und zum anderen sinken die solaren Einstrahlungswerte auf einen Bruchteil der im Sommer üblichen Werte ab. Dennoch leisten in allen dargestellten Fällen die Speichersysteme einen nennenswerten Beitrag zur Steigerung der bilanziellen Unabhängigkeit des Haushaltes vom öffentlichen Stromnetz. Den größten Effekt erzielen die Speicher jedoch in den sonnenreichen Monaten von April bis September. Limitierung der Erhöhung des Autarkiegrades Auffällig ist, dass auch im Sommer keiner der untersuchten Haushalte eine hundertprozentige Unabhängigkeit erreicht. Die Speicher und auch die PV-Anlagen sind nicht dafür ausgelegt, mehr als einen Tag bei schlechten Wetterbedingungen überbrücken zu können. Dementsprechend kann im Zeitraum von einem Monat typischerweise keine vollständige Autarkie erzielt werden. Darüber hinaus treten die gleichen Effekte wie bei der Eigenverbrauchsquote auf: Aufgrund von Regelungenauigkeiten und Totzeiten reagieren die Speichersysteme nicht ideal auf Last- und Erzeugungswechsel. Dementsprechend kommt es immer wieder zu kurzen Phasen von Netzbezug und infolgedessen zu geminderten Autarkiegraden. Einfluss der Speichergröße In der Auswertung zeigt sich ebenfalls eine Korrelation zwischen nutzbarer Speicherkapazität und Autarkie. Große Speichersysteme leisten in sonnenreichen Zeiten einen deutlich höheren Beitrag als kleinere Systeme. Im Winter hingegen nivelliert sich der Vorteil der großen Speichersysteme, da die PV-Überschüsse in den meisten Fällen nicht mehr ausreichen, um die größeren Speicher gänzlich zu füllen. Bei Blei-Systemen kommen im Winter erschwerend regelmäßige Erhaltungsladungen hinzu, die den Speicher vor Sulfatierung schützen sollen. Aufgrund der geringen Sonneneinstrahlung kann dies in den meisten Fällen nicht durch die PV-Anlage erfolgen und der Strom muss aus dem Netz bezogen werden Auswertung der täglichen Zyklisierung und der Batterieeffizienz Für Betreiber von Heimspeichern ist es aus wirtschaftlichen Gründen wünschenswert, eine möglichst hohe Ausnutzung ihrer Batteriekapazität zu erreichen. Rechnerisch lässt sich die Ausnutzung der Batteriekapazität durch Angabe der äquivalenten Vollzyklen beschreiben. Dieser Wert gibt an, wie oft ein System in einem betrachteten Zeitraum theoretisch hätte vollständig ge und wieder entladen werden können - Teilzyklen werden dabei zu Vollzyklen aufaddiert. Die Haltbarkeit von PV-Heimspeichersystemen wird häufig mit einer (hohen) Anzahl an garantierten Zyklen beworben. So werden teilweise enorm hohe Lebensdauern für die Speichersysteme suggeriert. Batteriespeicher altern allerdings nicht nur durch den Grad ihrer Ausnutzung, sondern auch rein kalendarisch unabhängig von ihrer zyklischen Belastung. Das Intensiv-Monitoring 79

80 5 Das Intensiv-Monitoring Auswertung der täglichen Zyklisierung und der Batterieeffizienz ISEA RWTH Aachen ISEA RWTH Aachen ISEA RWTH Aachen ISEA RWTH Aachen Abbildung 5.8: Darstellung des Autarkiegrades im Jahresverlaufvon 4 ausgewählten Speichersystemen. Die rot gestrichelten Linien kennzeichnen den durchschnittlichen Autarkiegrad über das Jahr ohne (innen) und mit Speicher (außen). Oben links: = 6,50 kwp, Stromverbrauch = kwh, = 8,00 kwh Oben rechts: = 9,94 kwp, Stromverbrauch = kwh, = 7,02 kwh Unten links: = 6,24 kwp, Stromverbrauch = kwh, = 2,00 kwh Unten rechts: = 9,80 kwp, Stromverbrauch = kwh, = 9,20 kwh 80 Das Intensiv-Monitoring

81 5 Das Intensiv-Monitoring Auswertung der täglichen Zyklisierung und der Batterieeffizienz Es ist daher für potenzielle Betreiber eines Speichers wichtig zu wissen, wie lange der Speicher betrieben werden müsste, um die seitens des Herstellers beworbenen Zyklen erreichen zu können. Die Anzahl der erreichbaren äquivalenten Vollzyklen eines Speichersystems hängt dabei stark von der Dimensionierung des Gesamtsystems aus PV Anlage, Haushaltslast und Batteriespeicher ab: Ein tendenziell klein ausgelegtes Speichersystem kann, bezogen auf seine Kapazität, öfter vollständig zyklisiert werden, da hierzu geringere Energiemengen erforderlich sind. Im Gegenzug wirkt sich ein kleiner Speicher weniger stark auf den Eigenverbrauch und die Autarkie aus (siehe Kapitel und 5.2.2). Wird der Speicher im Vergleich zur PV-Anlage und Haushaltslast sehr groß dimensioniert, so steigen Eigenverbrauchsquote und Autarkiegrad stärker an. Im Jahresverlauf werden dadurch aber tendenziell weniger Vollzyklen erreicht: Im Winter reicht aufgrund reduzierter Sonneneinstrahlung der erzeugte PV-Überschuss nicht aus, um den Speicher vollständig zu füllen. Im Sommer kann es dagegen vorkommen, dass der Speicher über Nacht nicht komplett entladen wird, da der Haushalt im Sommer insgesamt weniger Strom benötigt und zudem die Nächte als Zeiträume fehlender solarer Einstrahlung deutlich kürzer sind. Jahresverlauf der monatlichen Batteriezyklen In Abbildung 5.9 wird beispielhaft für eines der vermessenen Speichersysteme der Jahresverlauf der monatlichen äquivalenten Vollzyklen dargestellt. Erkennbar ist, dass vor allem in den Wintermonaten das Speichersystem nur zu einem geringen Teil ausgelastet ist. Aufgrund des niedrigen Sonnenhöchststandes, der kürzeren Tage und der höheren Bedeckungsgrade und Niederschlagsmengen reicht die solare Einstrahlung nicht aus, um das Speichersystem regelmäßig ISEA RWTH Aachen Abbildung 5.9: Darstellung des jährlichen Verlaufs der monatlichen Vollzyklen anhand eines der vermessenen Speichersysteme. = 9,80 kwp, = 8761 kwh, = 9,20 kwh. Das Intensiv-Monitoring 81

82 5 Das Intensiv-Monitoring Auswertung der täglichen Zyklisierung und der Batterieeffizienz vollzuladen. Daher können in den Wintermonaten nur geringe Zyklenzahlen erreicht werden, solange der PV-Generator nicht deutlich überdimensioniert wird. Im Sommer hingegen wird die Batterie stärker ausgelastet. Trotz der höheren PV- Erzeugung als im Winter wird ein voller Zyklus jedoch nicht täglich durchfahren. Zum einen ist selbst im Sommer selten ein voller Monat mit optimalen Einstrahlungsbedingungen zu erwarten und zum anderen reicht der Hausverbrauch in dieser Jahreszeit mitunter nicht aus, um einen verhältnismäßig großes Speichersystem vollständig über Nacht zu entladen. Über das gesamte Jahr hat das dargestellte Speichersystem 182 Zyklen durchfahren. Äquivalente Vollzyklen in Abhängigkeit der Systemauslegung Der in Abbildung 5.9 gezeigte Jahresverlauf ist qualitativ systemunabhängig. Dennoch hat die Auslegung des Gesamtsystems aus PV-Anlage und Speichersystem unter Berücksichtigung des lokalen Hausverbrauchs einen maßgeblichen Einfluss auf die Auslastung des Speichers: Eine in Bezug auf den Hausverbrauch sehr groß dimensionierte PV-Anlage führt vor allem in den sonst eher sonnenarmen Wintermonaten zu einer regelmäßigeren Beladung der Batterie und kann dadurch einen starken Einfluss auf die Zyklenzahlen haben. Dementsprechend führt ein sehr groß dimensionierter Speicher dazu, dass das System im Winter durch die PV-Anlage häufiger nicht vollständig geladen und im Sommer durch den Hausverbrauch mitunter nachts nicht vollständig entladen wird. Infolgedessen sinken die monatlichen Zyklenzahlen tendenziell mit steigender Speichergröße. In Abbildung 5.10 sind die jährlichen äquivalenten Vollzyklen der 20 im Feld vermessenen Speichersysteme in Abhängigkeit des Verhältnisses von PV-Anlagennennleistung zu Jah- ISEA RWTH Aachen Abbildung 5.10: Verteilung der Vollzyklen aller 20 vermessenen Speicher über das Verhältnis von PV-Anlagengröße zur Speichergröße. 82 Das Intensiv-Monitoring

83 5 Das Intensiv-Monitoring Auswertung der täglichen Zyklisierung und der Batterieeffizienz resstromverbrauch dargestellt. Da manche Systeme zum Zeitpunkt der Auswertung noch kein ganzes Jahr Bestandteil der intensiven Vermessung waren, wurden die Zyklenzahlen dieser Systeme unter Berücksichtigung saisonaler Effekte auf ein gesamtes Jahr hochskaliert. Erkennbar ist eine positive Korrelation zwischen der Zyklenzahlen und dem Verhältnis der PV-Anlage zum Speicher (PV-Anlage / Speichergröße). Sehr kleine Speichersysteme können dementsprechend eine sehr hohe Ausnutzung ihrer nutzbaren Kapazität und über 300 äquivalente Vollzyklen pro Jahr erzielen. Bei sehr großzügig dimensionierten Speichern werden hingegen mitunter weit weniger als 200 äquivalenten Vollzyklen pro Jahr erreicht. Für das Erreichen sehr großer Zyklenzahlen ist vor allem die nutzbare Kapazität des Speichers relevant. Selbst bei einer sehr leistungsstarken PV-Anlage in Kombination mit einem großen Speicher stellt der Hausverbrauch die Begrenzung zu höheren Zyklenzahlen dar: Im Sommer schafft es ein durchschnittlicher Haushalt nicht mehr, den Speicher oft genug vollständig zu entladen, um eine hohe Anzahl an äquivalenten Vollzyklen zu erreichen. Hinsichtlich der Lebensdauer der Systeme bedeuten höhere jährliche Zyklenzahlen nicht automatisch eine verkürzte zeitliche Lebensdauer. Manche Hersteller betonen in ihren Werbematerialien jedoch hohe garantierte bzw. erreichbare äquivalente Vollzyklen. Dabei ist aber zu beachten, dass Batteriespeicher grundsätzlich zwei getrennten Alterungsmechanismen unterliegen. Neben der (belastungsabhängigen) zyklischen Alterung findet die kalendarische Alterung weitestgehend unabhängig von der tatsächlichen Ausnutzung der Batterie statt und wird hauptsächlich durch den Ladezustand sowie die Temperatur der Batterie bestimmt. Abbildung 5.11 zeigt die verbleibenden äquivalenten Vollzyklen in Abhängigkeit von den Betriebsjahren. Als Startwert ISEA RWTH Aachen Abbildung 5.11: Restzyklen in Abhängigkeit der ermittelten realistischen äquivalenten Vollzyklen pro Jahr. Das Intensiv-Monitoring 83

84 5 Das Intensiv-Monitoring Auswertung der täglichen Zyklisierung und der Batterieeffizienz werden hierbei Ladezyklen angenommen, die von einem marktführenden Speichersystemhersteller angegebenen werden. Je nach getroffener Annahme über die jährlichen Vollzyklen eines Speichersystems (siehe Ergebnisse aus Abbildung 5.10) ergeben sich nach der zehnjährigen Zeitwertersatzgarantie bis theoretisch mögliche Restzyklen. Erkennbar ist, dass selbst nach einer zwanzigjährigen Betriebsdauer keines der im Feld vermessenen Speichersysteme die angegebenen äquivalenten Vollzyklen erreichen kann, wenn das System lediglich zur Erhöhung des Eigenverbrauchs eingesetzt wird. Innerhalb dieses Zeitraums ist jedoch ein Ausfall des Speichers aufgrund kalendarischer Alterung oder eines anderen elektronischen Defektes im Speicher wahrscheinlich. Die Alterungsreserven des Speichers können jedoch innerhalb der kalendarischen Lebensdauer für zusätzliche Anwendungen, wie zum Beispiel die Bereitstellung von Regelenergie, verwendet werden. Tabelle 5.3: Übersicht der Vollzyklen und Batterieeffizienz der 20 vermessenen Speichersysteme. System Tage [d] Ladung [kwh] Entladung [kwh] Vollzyklen [#] Vollzyklen pro Jahr [1/a] Eta Batterie [%] Das Intensiv-Monitoring

85 5 Das Intensiv-Monitoring Auswertung der täglichen Zyklisierung und der Batterieeffizienz Die Daten zeigen, dass bei einer 1:1 Auslegung von PV- Anlagengröße zu nutzbarer Speicherkapazität äquivalente Vollzyklen in einem Bereich von etwa 180 bis 250 Vollzyklen realisiert werden. In Tabelle 5.3 sind die Ergebnisse der Auswertungen in ausführlicher Form dargestellt. Insgesamt zeigt sich, dass eine hohe Auslastung der Batterie über die Lebensdauer des Speichers zur Wirtschaftlichkeit beiträgt. Dies muss jedoch immer im Kontext der Steigerung von Eigenverbrauch und Autarkie gesehen werden, die die Käufer eines Speichers anstreben. Denn Speichersysteme mir geringer Kapazität haben absolut gesehen trotz der höheren Batterieausnutzung einen geringeren Effekt auf den Eigenverbrauch und die Autarkie eines Haushalts als Speichersysteme mit größerer Kapazität. Effizienz der untersuchten Batterien Tabelle 5.3 enthält neben den Informationen zu den Zyklenzahlen ebenfalls die energetische Effizienz der installierten Batterien über den Messzeitraum. Die Messung der Energiemengen erfolgte an den Batterieanschlüssen auf der Gleichstromseite im Speichersystem. Abbildung 5.12 stellt die Ergebnisse hinsichtlich der elektrochemischen Verluste in den Batterien (ohne Berücksichtigung der leistungselektronischen Komponenten) gesondert dar. Die Spannweite der beobachteten Wirkungsgrade reicht dabei über den gesamten Betrachtungszeitraum hin von knapp 96 % in der Spitze bis hinab zu unter 77 %. Wie in den vorherigen Jahresberichten wird auf eine explizite Benennung der Systemhersteller verzichtet. Denn das Ziel dieser Auswertung ist, einen Überblick über die realistisch zu erwartenden Effizienzen zu gewinnen. Qualitativ lässt sich jedoch sagen, dass Lithium- Ionen-Batterien tendenziell eine höhere Effizienz als Blei- Säure-Batterien aufweisen. Aber auch innerhalb der Lithium- Ionen-Zelltechnologien lässt sich eine Abstufung der Effizienz zwischen LiFePO4 (Lithium-Eisenphosphat: tendenziell geringere Wirkungsgrade) und NMC (Nickel-Mangan-Cobalt: ISEA RWTH Aachen Abbildung 5.12: Effizienz der Batterien über den gesamten Messzeitraum absteigend sortiert. Das Intensiv-Monitoring 85

86 5 Das Intensiv-Monitoring Wirkungsgrade der Energiepfade tendenziell höhere Wirkungsgrade) feststellen Wirkungsgrade der Energiepfade Die Effizienz der Energiewandlung spielt für die Wirtschaftlichkeit und Nachhaltigkeit von Solarstromspeichern eine wichtige Rolle, denn jede im Speicher verlorene Kilowattstunde Solarstrom muss nachts durch vergleichsweise teuren Netzstrom ersetzt werden. Wirkungsgrade von Speichersystemen sind damit auch ein relevantes Unterscheidungskriterium für Endkunden. Doch während die Angabe vergleichbarer Wirkungsgradkurven in den Datenblättern bei PV-Wechselrichtern seit langem Standard ist ( Europäischer Wirkungsgrad ), fehlte es bisher an klar definierten Mindestangaben im Bereich der Heimspeicher. Stattdessen werden bei PV-Speichern heute noch oft missverständliche Angaben wie beispielsweise maximaler Batteriewirkungsgrad hervorgehoben, die jedoch keinen Rückschluss auf die tatsächliche Performance des Speichersystems im realen Betrieb erlauben. Effizienzleitfaden PV-Speicher Aufgrund der zahlreichen am Markt vertretenen Speichertopologien (siehe Kapitel 5.1.3), ist die Definition eines einheitlichen und fairen Verfahrens zur Wirkungsgradbestimmung ein komplexes Unterfangen. Zahlreiche Forschungsprojekte - darunter auch das Speichermonitoring - haben in diesem Kontext in den letzten Jahren umfangreiche Messungen an PV-Speichern durchgeführt und Vorschläge zu möglichen Bewertungsverfahren erarbeitet. Die laufenden Forschungsbemühungen wurden seit Mitte 2015 in der Arbeitsgruppe Speicherperformance gebündelt: In Zusammenarbeit mit 10 Forschungseinrichtungen, 4 Prüfinstituten, 6 Herstellern sowie 3 Fachverbänden wurde im März 2017 der Effizienzleitfaden für PV-Speichersysteme veröffentlicht [44]. Der Leitfaden beschreibt die einheitliche Messung der Energieeffizenz von PV-Speichersystemen aller gängigen Topologien. Im Folgenden werden als Ergänzung zu den im Leitfaden definierten Labormessungen einige Wirkungsgradkurven ausschließlich aus den hochauflösenden Feldmessdaten des Intensiv-Monitorings bestimmt. Definition der funktionalen Energiepfade Um die unterschiedlichen am Markt verfügbaren Systemtopologien miteinander vergleichbar zu machen, werden zur Beschreibung der Teilwirkungsgrade nicht die einzelnen Komponenten der Speichersysteme, sondern funktionale Energiepfade betrachtet. Dieses "Blackbox-Modell" ermöglicht eine vollständige Beschreibung von PV-Speichern anhand ihrer Ein- bzw. Ausgänge und ist nicht auf (technisch zum Teil aufwändige) Messungen der Zwischenkreisspannungen und -ströme bei DC-gekoppelten Speichersystemen angewiesen. Eine ausführliche Beschreibung der gewählten Energiepfade erfolgte bereits im Jahresbericht 2016 [28]. Im Folgenden werden daher nur die wichtigsten Definitionen zusammenfassend dargestellt. Der Energiepfad PV2AC beschreibt die Direkteinspeisung der PV-Anlage in das Stromnetz bzw. zur Deckung der Haushaltslast. Dieser Pfad tritt typischerweise überwiegend nachmittags auf, wenn der Batteriespeicher bereits vollständig geladen ist und somit keine zusätzliche Solarenergie aufnehmen kann. Bei intelligenten Batteriespeichern tritt dieser Fall darüber hinaus auch vormittags auf, wenn das Energiemanagementsystem des Speichers zur Vorhaltung von Batteriekapazitäten für die Mittagsspitze von einem vorzeitigen Vollladen der Batterie absieht. Der Energiepfad PV2Bat beschreibt die Ladung der Batterie durch die PV-Anlage. Dieser Energiepfad tritt typischerweise in den Mittagsstunden auf, wenn die PV-Erzeugung die Haushaltslast übersteigt und die überschüssige Energie in den Speicher geleitet wird. 86 Das Intensiv-Monitoring

87 5 Das Intensiv-Monitoring Wirkungsgrade der Energiepfade Der Energiepfad Bat2AC beschreibt die Ausspeicherung von Energie aus der Batterie in den Haushalt. Dies geschieht vorwiegend in den Abend- und Nachtstunden. Methodik der Auswertung Statistisch gesehen durchfährt ein PV-Speichersystem im Verlauf eines hinreichend langen Zeitraums mehrfach alle technisch möglichen Betriebszustände. Anhand der hochauflösenden Feldmessungen können so statistische Aussagen über die tatsächlich erreichten Wirkungsgrade in den einzelnen Betriebspunkten getroffen werden. Um aus den Messreihen der einzelnen Speichersysteme reproduzierbare Wirkungsgradkurven erzeugen zu können, ist eine umfangreiche Datenaufbereitung erforderlich, die bereits im Jahresbericht 2016 vorgestellt wurde [28]. Ergebnisse zeigt Abbildung 5.13 zunächst eine exemplarische Wirkungsgradkurve samt der zugrundeliegenden Datenbasis und der methodenbedingten Stichprobenstreuung (empirische Standardabweichung). Es zeigt sich, dass die auftretenden Stichprobenstreuungen bei einer durchschnittlichen Datenmenge von rund Messwerten pro Arbeitspunkt im Mittel in einer Größenordnung von 0,5 Prozentpunkten des Wirkungsgrades liegen. Insbesondere im unteren Leistungsbereich treten jedoch teilweise höhere Streuungen auf. Dies ist auf die begrenzte Messgenauigkeit der verwendeten Messgeräte in den diesen Leistungsbereichen zurückzuführen. Eine ausführlichere Vorstellung der verwendeten Messsysteme findet sich im Jahresbericht 2016 [28]. Zum besseren Verständnis der im Folgenden dargestellten ISEA RWTH Aachen Abbildung 5.13: Exemplarische Darstellung der aus den Feldmessungen berechneten Wirkungsgrade. Stichprobenstreuung (oben) und der Datengrundlage (unten). Das Intensiv-Monitoring 87

88 5 Das Intensiv-Monitoring Wirkungsgrade der Energiepfade Wirkungsgrade des Pfads PV2AC Die Wirkungsgrade des Pfads PV2AC ( Direkteinspeisung der PV-Anlage ) sind in Abbildung 5.14 in anonymisierter Form dargestellt. Um Systeme unterschiedlicher Leistungsklassen miteinander vergleichen zu können, sind die Wirkungsgrade jeweils in Abhängigkeit der normierten Ausgangsleistung der Wechselrichter aufgetragen. Die erreichbaren Wirkungsgrade dieses Energiepfades sind für die Gesamteffizienz des PV-Speichersystems von besonderer Bedeutung, da bei typischen Systemauslegungen hier die im Jahresverlauf höchsten Energiemengen übertragen werden. Die ermittelten Wirkungsgradkurven weisen die für leistungselektronische Bauelemente typische Ausprägung von verhältnismäßig niedrigen Wirkungsgraden im Teillastbereich unterhalb von 20 % ihrer Nennleistung und höheren Werten bei größeren Leistungen auf. Es zeigt sich, dass die meisten Wechselrichter ab 40 % ihrer Nennbelastung Wirkungsgrade oberhalb von 95 % erreichen und somit einen effizienten Betrieb des Erzeugungssystems begünstigen. Die größten Unterschiede zwischen den Wirkungsgraden liegen im Teillastbereich: Während die maximal Spreizung der Kurvenschar oberhalb von 50 % der Nennleistung gerade einmal ca. 5 Prozentpunkte beträgt, ergeben sich bei 10 % der Nennleistung Wirkungsgradunterschiede von mehr als 10 Prozentpunkten zwischen den vermessenen Systemen. Bei der Betrachtung des Pfades PV2AC ist zu beachten, dass die Wirkungsgrade bei AC-gekoppelten Speichersystemen ausschließlich auf den verwendeten PV- Wechselrichter zurückzuführen sind und somit keine Aufschlüsse über die Qualität des eigentlichen Speichersystems geben. Des Weiteren müssen mögliche Messungenauigkeiten (vor allem bei kleinen Leistungen) berücksichtigt werden. Diese könnten dazu führen, dass die ermittelten Wirkungsgrade als zu hoch oder zu niedrig bewertet werden. ISEA RWTH Aachen Abbildung 5.14: Wirkungsgrade des Pfads PV2AC von verschiedenen Systemen. 88 Das Intensiv-Monitoring

89 5 Das Intensiv-Monitoring Wirkungsgrade der Energiepfade Wirkungsgrade des Pfads BAT2AC Die Wirkungsgrade des Pfads BAT2AC (Entladung des Speichers) sind in Abbildung 5.15 in anonymisierter und normierter Form dargestellt. Da die Entladung von Speichersystemen zur Deckung der Haushaltslast überwiegend in den Abend- und Nachtstunden bei kleinen Leistungen erfolgt (siehe Kapitel 5.2.5), ist ein hoher Teillastwirkungsgrad hier von besonderer Bedeutung. Analog zu den Wirkungsgraden des Pfads PV2AC zeigt sich ein Verlauf mit tendenziell niedrigen Wirkungsgraden im Teillastbereich und mit hohen Wirkungsgraden in den übrigen Leistungsbereichen. Auffällig ist jedoch, dass beim Pfad BAT2AC signifikant größere Unterschiede in den erreichten Wirkungsgraden als beim Pfad PV2AC auftreten: Während der Großteil der Speichersysteme bereits bei 20 % der Nennleistung Wirkungsgrade oberhalb von 93 % erreichen, liegt die Effizienz zweier Speichersysteme in diesem Leistungsbereich 7 bis 10 Prozentpunkt darunter. In höheren Leistungsbereichen erzielen diese Systeme Wirkungsgrade von etwa 92 % während die übrigen Speicher zwischen 93 % und 96 % liegen. Wirkungsgrade des Pfads PV2BAT In Abbildung 5.16 sind die Wirkungsgradkurven von 6 der im Feld untersuchten Speichersysteme auf dem Pfad PV2Bat (Laden der Batterie durch die PV Anlage) grafisch dargestellt. Zwischen dem besten und dem schlechtesten Speichersystem zeigt sich über den gesamten Leistungsbereich ein erheblicher Unterschied in den erreichbaren Effizienzen. Während das beste Speichersystem über den gesamten Leistungsbereich Wirkungsgrade oberhalb von 90 % erreichen kann, wandeln die schlechteren Speichersysteme den Solarstrom in diesem Energiepfad mit Wirkungsgraden von nur 70 bis 85 % um. Unter Berücksichtigung der zusätzlichen Verluste der elektrochemischen Wandlung sowie der ISEA RWTH Aachen Abbildung 5.15: Wirkungsgrade des Pfads BAT2AC von verschiedenen Systemen. Das Intensiv-Monitoring 89

90 5 Das Intensiv-Monitoring Wirkungsgrade der Energiepfade Entladeelektronik (BAT2AC) ergeben sich damit Roundtrip- Wirkungsgrade von weniger als 75%. Dies ist im Sinne einer nachhaltigen Stromnutzung nicht erstrebenswert und hat auch negative Auswirkungen auf den wirtschaftlichen Betrieb des Gesamtsystems. Einfluss des Batterieladezustandes auf die Messergebnisse des Pfades PV2BAT und BAT2AC Die Wirkungsgrade von leistungselektronischen Bauteilen sind nicht nur von den übertragenen Leistungen abhängig, sondern auch von den jeweils gegebenen Eingangs- und Ausgangsspannungen. Geringe Spannungsunterschiede zwischen Ein- und Ausgang der leistungselektronischen Wandler begünstigen dabei hohe Wandlungseffizienzen. Da die Spannung einer vollgeladenen Batterie näher an der Zwischenkreisspannung von Wechselrichtern ist (typischerweise größer als 350 V), sollte die Effizienz der Wandlungspfade PV2BAT und BAT2AC dadurch begünstigt werden. Im Jahresbericht 2016 wurde der Einfluss der Batterieladezustände auf die Wirkungsgrade der Pfade PV2BAT und BAT2AC anhand von Labormessungen evaluiert [28]. Es konnte gezeigt werden, dass der Einfluss des Batterieladezustands auf den Wirkungsgrad bei den betrachteten Speichersystemen gering ist. Dies ist vor allem auf die verhältnismäßig geringen Spannungsunterschiede zwischen geund entladenen Batterien zurückzuführen. Für Hochvoltspeichersysteme, bei denen eine höhere Anzahl Batteriezellen in Serie geschaltet werden, gilt diese Aussage jedoch unter Umständen nicht mehr. ISEA RWTH Aachen Abbildung 5.16: Wirkungsgrade des Pfads PV2BAT von verschiedenen Systemen. 90 Das Intensiv-Monitoring

91 5 Das Intensiv-Monitoring Belastungshäufigkeiten der Speicher Belastungshäufigkeiten der Speicher Dezentrale Solarstromspeicher sehen sich im Verlauf eines Tages unterschiedlichen Belastungsszenarien ausgesetzt, die jeweils einen Einfluss auf die erreichbaren Wirkungsgrade des Gesamtsystems haben können (siehe Kapitel 5.2.4). Zur Verdeutlichung werden in Abbildung 5.17 (Entladung des Speichers) und Abbildung 5.18 (Ladung des Speichers) die hochauflösenden Messdaten mehrerer Speichersysteme exemplarisch miteinander verglichen. Die beiden Abbildungen zeigen jeweils die energetisch gewichtete Dichtefunktion der DC-Batterieleistung (oben) sowie ihre kumulierte Verteilungsfunktion (unten). Während die Dichtefunktion den relativen Anteil der übertragenen Energie bei einer bestimmten Leistung angibt, beschreibt die die Verteilungsfunktion das Integral der Dichtefunktion. Der eingezeichnete Hilfspunkt in Abbildung 5.17 (unten) zeigt beispielsweise, dass beim dort untersuchten Speichersystem 60 % der elektrischen Energie (Ordinatenwert) bei Entladeleistungen von weniger als 20 % (Abszissenwert) der Nennleistung des Speichersystems übertragen wird. Im Umkehrschluss werden demnach lediglich 40 % der Energie bei Leistungswerten oberhalb von 20 % der Nennleistung übertragen. Der Zeitraum der Auswertung ist für alle Speichersysteme jeweils ein volles Jahr (Mai 2016 bis April 2017). Analyse des typischen Entladeverhaltens Die Dichte und die Verteilungsfunktion der Entladungen der unterschiedlichen Systeme sind in Abbildung 5.17 dargestellt. Eine Gemeinsamkeit der Speicherbelastungen im Entladefall ist, dass der Großteil der auftretenden Entladeleistungen bei allen betrachteten Systemen überwiegend unterhalb der halben Nennleistung der Speichersysteme auftritt. Im Extremfall werden über 65 % der aus dem Speichersystem entnommenen Energie bei Leistungen unterhalb von 20 % der Nennleistung des Batteriewandlers umgesetzt. ISEA RWTH Aachen Abbildung 5.17: Belastungshäufigkeiten verschiedener Systeme bei der Entladung. Dichtefunktion (oben) und Verteilungsfunktion (unten). Das Intensiv-Monitoring 91

92 5 Das Intensiv-Monitoring Belastungshäufigkeiten der Speicher Des Weiteren weisen alle betrachteten Speichersysteme bei der Entladung lokale Belastungsmaxima nahe der Nennleistung des Speichersystems auf. Diese lassen sich durch alle Residuallasten erklären, die größer oder gleich der maximalen Leistung des Speichersystems sind. Denn in diesen Fällen entlädt das Speichersystem jeweils mit voller Leistung. Neben den Gemeinsamkeiten zwischen den verschiedenen Systemen lassen sich jedoch auch Unterschiede erkennen. Dies wird insbesondere durch die voneinander abweichenden Verteilungsfunktionen deutlich. Der Grund hierfür sind die individuellen Lastprofile der Haushalte. Neben Unterschieden, die durch den Alltag der jeweiligen Speicherbetreiber bedingt werden, können auch charakteristische Verbraucher wie Elektroautos, Wärmepumpen oder Durchlauferhitzer einen signifikanten Einfluss auf die individuelle Belastung des Speichersystems haben. Analyse des typischen Ladeverhaltens Abbildung 5.18 zeigt, dass alle betrachteten Speichersysteme lokale Maxima im Bereich der maximalen Leistung ihres Batteriewandlers aufweisen. Dort ergibt sich jeweils ein hoher Energieumsatz von rund 30 % der übertragenen Gesamtenergie. Des Weiteren treten bei allen Systemen zeitlich begrenzt Messwerte oberhalb der Nennleistung auf. Diese können als die im Datenblatt angegebene temporäre Überlastfähigkeit der Elektronik eingeordnet werden. Die Ladecharakteristika der verschiedenen Speichersysteme unterscheiden sich im Gegensatz zu denen der Entladung weniger voneinander. Dies wird insbesondere bei Betrachtung der Verteilungsfunktionen ersichtlich, die einen einheitlichen Verlauf aufweisen. ISEA RWTH Aachen Abbildung 5.18: Belastungshäufigkeiten verschiedener Systeme bei der Ladung. Dichtefunktion (oben) und Verteilungsfunktion (unten). 92 Das Intensiv-Monitoring

93 5 Das Intensiv-Monitoring Betriebsverhalten der Speicher Aufgrund unterschiedlicher Regelstrategien der Speichersysteme treten beim Laden der Batterie definierte Maxima des Energieumsatzes bei weiteren Leistungen auf (siehe auch Kapitel 5.2.6). So werden beispielsweise einige Lithium-Ionen-Batterien mit einer mehrstufigen Konstantleistungsladephase beaufschlagt, während Systeme mit Blei- Säure-Batterien zur Verbesserung ihrer Lebensdauer regelmäßig Erhaltungsladungen im kleinen Leistungsbereich vornehmen. Eine typische Konstantleistungsladephase ist beispielsweise bei der in Gelb aufgetragenen Verteilung der Speichersystemleistung um 45 % der Nennleistung zu erkennen (Abbildung 5.18). Des Weiteren ist bei einigen Systemen im kleineren Leistungsbereich auch die Versorgung der Batterie- und Energiemanagementsysteme aus dem Stromnetz zu erkennen. Betriebszustände zusammen mit ihrer jeweiligen Ausprägung in den Streudiagrammen. Anhand dieser beispielhaften Vorlagen können die Messergebnisse der realen Speicher schneller zugeordnet werden Betriebsverhalten der Speicher Die untersuchten Speichersysteme unterscheiden sich nicht nur hinsichtlich ihrer technischen Eigenschaften, sondern auch bezüglich der Lade- und Entladestrategien, dem Verhalten bei Erreichen markanter Ladezustände (0% und 100%) sowie bei längeren Ruhezeiten. Gerade in Hinblick auf die eingesetzten Batterietechnologien ergeben sich verschiedene Strategien, um eine möglichst hohe Batterielebensdauer im täglichen Einsatz des Speichers bei gleichzeitig optimaler Ausnutzung der Batteriekapazität zu erzielen. Im Jahresbericht 2016 erfolgte eine exemplarische Auswertung des Betriebsverhaltens von PV-Speichern anhand von Tagesverläufen [28]. Darauf aufbauend soll im Folgenden eine statistische Auswertung über größere Zeiträume erfolgen. Dazu wird die Ausgangsleistung der Speicher in Abhängigkeit der Residualleistung des Haushalts in Streudiagrammen (scatter plots) dargestellt. Um die Interpretation dieser eher abstrakten Ergebnisse zu vereinfachen, erfolgt im Folgenden zunächst eine Beschreibung der geläufigsten Das Intensiv-Monitoring 93

94 5 Das Intensiv-Monitoring Betriebsverhalten der Speicher 1 Speicher vollständig geladen oder vollständig entladen ISEA RWTH Aachen Ist der Speicher bei Erzeugungsüberschuss bereits vollständig geladen oder bei Erzeugungsdefizit vollständig entladen, kann keine Leistung bereitgestellt werden. Im Diagramm ergibt sich eine horizontale Gerade auf der x- Achse: 2 Ideale Entladung ISEA RWTH Aachen Ein optimal geregeltes Speichersystem würde auf jede Änderung der Haushaltslast sofort mit einer Anpassung der Speicherleistung reagieren, sodass der Netzanschlusspunkt des Haushaltes stets auf 0 W Netzeinspeisung bzw. Netzbezug geregelt würde. Im Diagramm ergibt sich für die ideale Entladung somit eine Gerade mit der Steigung 1 im ersten Quadranten: Arbeitspunkte links neben der in Blau eingezeichneten Linie bedeuten, dass der Speicher mehr ausspeist als angefordert wird und somit gespeicherten Solarstrom in das Stromnetz abgibt. Arbeitspunkte rechts neben der eingezeichneten Linie bedeuten, dass der Speicher die Haushaltslast nicht vollständig deckt. 3 Eigenverbrauchsoptimierung ISEA RWTH Aachen Die einfachste Regelungsmethode für Heimspeicher ist die eigenverbrauchsoptimierte Betriebsweise. Dabei lädt der Speicher zu jeder Zeit mit der maximal zur Verfügung stehenden Residualleistung. Im Diagramm ergibt sich so eine Gerade mit der Steigung 1 im dritten Quadranten: Vorteil dieser Ladestrategie ist neben ihrer einfachen und robusten Implementierung, dass das Speichersystem die maximal zur Verfügung stehende Solarmenge nutzt. Problematisch ist, dass es eventuell zu Abregelungsverlusten kommen kann und die Batterie aufgrund ihres frühen Vollladezeitpunktes für lange Zeit bei hoher Spannung verweilt, was sich stark negativ auf die kalendarische Lebensdauer von Lithium-Ionen-Batterien auswirkt (siehe Jahresbericht 2016 [28]). 94 Das Intensiv-Monitoring

95 5 Das Intensiv-Monitoring Betriebsverhalten der Speicher 4 Maximale Leistungsfähigkeit des Speichersystems ISEA RWTH Aachen Die horizontalen Enden der Ideallinie kennzeichnen die maximalen Leistungswerte des Speichers und markieren somit das Leistungslimit des jeweiligen Speichersystems. Eine weitere Erhöhung der Residualleistung führt somit zu keiner weiteren Erhöhung der Speicherleistung. 5 Laden mit konstanter Leistung ISEA RWTH Aachen Ein Laden der Batterie mit konstanter Leistung wird im Diagramm durch eine horizontale Gerade im dritten Quadranten dargestellt: Ein Laden mit konstanter Leistung erfolgt dabei typischerweise zur definierten Vollladung der Batterie nahe der Ladeschlussspannung (siehe Jahresbericht 2016 [28]). 6 Reduzierung der maximalen Einspeiseleistung ISEA RWTH Aachen Intelligente Speichersysteme sind dazu in der Lage, gezielt die Abregelung von PV-Leistung zu verhindern. Dazu wird die Batterie zur Mittagszeit nicht mit der maximal verfügbaren Leistung geladen, sondern so geregelt, dass die Abregelungsbedingung am Netzverknüpfungspunkt gerade eingehalten wird. Ein Heimspeicher mit einer PV-Anlage der Nennleistung, die auf 60% (Förderperiode ) abgeregelt wird, würde daher wie folgt arbeiten: So kann verhindert werden, dass der Speicher bereits vormittags vollgeladen wird und danach nicht mehr zur Aufnahme von solarer Spitzenleistung zur Verfügung steht. Darüber hinaus verweilt der Speicher länger auf einem niedrigeren Ladezustand mit geringerer Zellspannung, was sich positiv auf die Lebensdauer von Lithium-Ionen- Batterien auswirkt. Das Intensiv-Monitoring 95

96 5 Das Intensiv-Monitoring Betriebsverhalten der Speicher Abbildung 5.19 und Abbildung 5.20 stellen die Streudiagramme des Betriebsverhaltens für insgesamt vier der im Feld installierten Speichersysteme dar. Dabei wurde aus methodischen Gründen zwischen AC- und DC-gekoppelten Speichersystemen unterschieden: Bei AC-gekoppelten Systemen ist auf der vertikalen Achse die Leistung am Anschlusspunkt des Speichers dargestellt. Auf der horizontalen Achse ist die Differenz aus der AC-seitigen PV-Erzeugung und des Stromverbrauchs des Haushaltes (exklusive Speicher) dargestellt. Bei DC-gekoppelten Speichersystemen lässt sich aufgrund der Topologie am AC-seitigen Speicherausgang die Leistung nicht korrekt nach PV-Erzeugung und Batterieleistung auftrennen. Daher wird auf der vertikalen Achse die Batterieleistung aufgetragen und auf der horizontalen Achse die Differenz aus DC-seitiger PV-Erzeugung und des Stromverbrauchs des Haushaltes (exklusive Speicher) dargestellt. Die unterschiedliche Normierung der vermessenen Systeme führt für DC-Speicher zu einer geringfügigen Verschiebung der Ergebnisse nach links und gleichzeitig zu einer leichten Streckung auf der vertikalen Achse. Dies beeinträchtigt jedoch nicht die qualitative Auswertbarkeit der Analyse. Die Messdaten für alle vier dargestellten Systeme entstammen dem Messzeitraum vom bis Der Zeitraum wurde so gewählt, dass vor allem das Verhalten der Systeme bezüglich der 60 % Einspeisebegrenzung bei PV-Anlagen mit KfW-geförderten Speichersystemen identifiziert werden kann. Dafür eignen sich die ausgewählten Sommermonate besonders gut. System A Abbildung 5.19 oben zeigt das statistische Betriebsverhalten von System A. Das Speichersystem folgt im Bereich seiner Leistungsgrenzen weitestgehend der Residuallast des Haushalts. Eine intelligente Regelung zur Vermeidung von PV-Abregelung kann nicht erkannt werden. Stattdessen können eine Reihe von Konstantleistungsphasen beobachtet werden. Besonders auffällig sind die horizontalen Linien zwischen 0 und 1 kw Ladeleistung. Diese Linien ziehen sich sogar bis in den Bereich des Erzeugungsdefizites hinein. Das bedeutet, dass der Speicher mit definierter Leistung lädt, obwohl es gar keinen PV-Überschuss im Haushalt gibt. Denkbar sind hier Erhaltungsladungen des Speichers in Schlechtwetterphasen mit geringer solarer Einstrahlung oder regelmäßige Wartungsladungen. System B Abbildung 5.19 unten zeigt das statistische Betriebsverhalten von System B. Die Verteilung der Betriebspunkte unterscheidet sich dabei deutlich von System A: Zwar folgt auch dieses System in vielen Fällen der Residuallast im Haushalt - während die Betriebspunkte bei System A jedoch über eine relativ weite Fläche gestreut sind, konzentrieren sie sich bei System B auf wenige Arbeitsgebiete bzw. Arbeitslinien. Im Gegensatz zu System A gibt es hier - abgesehen von den leistungslimitiert bedingten horizontalen Linien - weniger residuallastunabhängige Betriebspunkte. Erkennbar ist eine Linie bei ca W. Hier lädt das Speichersystem die Batterie nach. Dieses Verhalten kann in den Messdaten häufig nach einer vollständigen Entladung des Systems beobachtet werden. Die Nachladung ist zudem unabhängig davon, ob es zum Zeitpunkt der Nachladung einen Erzeugungsüberschuss gibt, was daran erkennbar ist, dass die Linie bis in den vierten Quadranten (Ladung bei Erzeugungsdefizit) hinein reicht. Die zweite klar erkennbare horizontale Linie weist auf das Ladeverhalten des Speichers hin: Überschreitet die Batterie beim Laden einen definierten SOC, so wird die Ladeleistung begrenzt. Das bedeutet, dass selbst eine ansteigende negative Residuallast (Erzeugungsüberschuss) nicht zu einer erhöhten Ladeleistung führt. Stattdessen wird das Speichersystem mit einer definierten konstanten Leistung vollgeladen. 96 Das Intensiv-Monitoring

97 5 Das Intensiv-Monitoring Betriebsverhalten der Speicher Die diagonale nach links verschobene Linie zwischen -6 kw und -10 kw Residuallast ist auf das netzdienliche Ladeverhalten des Speichersystems zurückzuführen. Das System beginnt nicht direkt beim ersten PV-Überschuss am Morgen zu laden, sondern startet die Ladung erst verzögert in der Mittagszeit. Die zu dem gezeigten Speicher zugehörige PV- Anlage hat eine Nennleistung von 9,94 kwp. Durch Inanspruchnahme der KfW-Förderung ist der Betreiber von Speichersystem und Anlage verpflichtet seine Netzeinspeisung auf 60 % der Nennleistung seiner PV-Anlage zu begrenzen, also knapp 6 kw. Die diagonale Linie zeigt deutlich, wie das Speichersystem ab genau diesem Erzeugungsüberschuss mit der Ladung der Batterie in Höhe der Differenz zwischen Erzeugungsüberschuss und Einspeisebegrenzung beginnt. System C System D Abbildung 5.20 unten zeigt das Betriebsverhalten des vierten Systemtyps. Auch dieses System folgt im Rahmen seiner Leistungsgrenzen überwiegend der Residualleistung im Haushalt. Daneben gibt es eine breitere Verteilung der Betriebspunkte im Quadranten der Ladung bei Erzeugungsüberschuss. Auffällig ist hierbei, dass es offenbar Bereiche gibt, die von der Regelung des Systems dabei gemieden werden: Zum einen treten abseits der Ideallinie kaum Arbeitspunkte im Bereich zwischen 0 W und 220 W auf. Darüber hinaus gibt es einen zweiten Bereich um 1 kw Entladeleistung herum, in dem eine deutlich verminderte Arbeitspunktdichte auftritt. Dieses Systemverhalten konnte bei allen im Intensiv-Monitoring überwachten Speichern des Herstellers beobachtet werden. Abbildung 5.20 oben stellt das Betriebsverhalten von System C dar. Auch hier lassen sich Unterschiede zu den vorangegangenen Systemen erkennen. Grundsätzlich folgt auch System C innerhalb seiner Leistungsgrenzen der im Haushalt auftretenden Residuallast. Die Verteilung der Arbeitspunkte auf dieser Linie vor allem beim Laden - ist allerdings etwas breiter, als es z.b. bei System B der Fall ist. Auch hier findet sich eine Ladestufe bei ca. 200 W unabhängig von der Residualleistung. Im Gegensatz zu den vorher betrachteten Systemen reicht diese Ladestufe allerdings nicht in den Erzeugungsdefizit-Quadranten hinein, was bedeutet, dass mit dieser Leistung tatsächlich nur bei Erzeugungsüberschuss geladen wird. Im Entladefall zeigen sich definierte Stufen geringer Leistung unterhalb von 1 kw. Diese Stufen treten bei allen Modellen des untersuchten Systemtyps bei geringen Ladezuständen der Batterie auf. Die Entladeleistung wird dabei mit sinkendem Ladezustand nicht kontinuierlich abgesenkt, sondern stufenweise reduziert. Dies geschieht unabhängig von der Höhe der Residuallast. Das Intensiv-Monitoring 97

98 5 Das Intensiv-Monitoring Betriebsverhalten der Speicher ISEA RWTH Aachen ISEA RWTH Aachen Abbildung 5.19: Darstellung des Betriebsverhaltens der untersuchten Speichersysteme (1/2). 98 Das Intensiv-Monitoring

99 5 Das Intensiv-Monitoring Betriebsverhalten der Speicher ISEA RWTH Aachen ISEA RWTH Aachen Abbildung 5.20: Darstellung des Betriebsverhaltens der untersuchten Speichersysteme (2/2). Das Intensiv-Monitoring 99

100 5 Das Intensiv-Monitoring Netzrückwirkung durch Ramping Netzrückwirkung durch Ramping Mit dem in Kapitel aufgezeigten Wachstum des Marktes für dezentralisierte PV-Heimspeichersysteme rückt auch der Aspekt der Netzkompatibilität dieser Systeme vermehrt in den Fokus. Es ist wissenschaftlich belegt, dass Speichersysteme die PV-Aufnahmefähigkeit von Niederspannungsnetzen durch Spitzenkappung erhöhen können (siehe Kapitel 1.3). Dennoch wird teilweise die Frage diskutiert, ob PV- Speicher die Netzstabilität nicht auch gefährden können. Dabei wird insbesondere eine mögliche Erhöhung der Einspeiserampen von PV-Anlagen (Ramping) befürchtet: Wenn die Batterien in der Mittagszeit gleichzeitig ihren Vollladezustand erreichten, würde die gesamte Leistung, die zuvor zum Laden der Batterien genutzt wurde, plötzlich in das öffentliche Stromnetz umgeleitet. Dies würde ein Gegenregeln der Netzbetreiber erforderlich machen. Die netztechnischen Folgen des beschriebenen Szenarios gleichen grundsätzlich denen einer Sonnenfinsternis, wie sie zuletzt 2015 in Deutschland stattfand: Der Vorüberzug des Mondschattens senkt die PV-Erzeugung für einen kurzen Zeitraum massiv ab. Sobald die Sonnenfinsternis abnimmt, steigt die PV-Einspeisung mit steilen Gradienten wieder an und stellt die Netzbetreiber damit vor gewisse Herausforderungen. Größenordnung des Gefährdungspotenzials Eine erste qualitative Einordnung des derzeitigen Gefahrenpotenzials von speicherinduziertem Ramping kann durch eine Gegenüberstellung der kumulierten Leistungen von PV- Anlagen mit und ohne Speicher erfolgen. Bis Ende 2016 wurden in Deutschland ca Heimspeicher installiert (siehe Kapitel 3.2.1). Die durchschnittliche Kapazität der Speichersysteme betrug dabei ungefähr 6,5 kwh und die durchschnittliche Lade- bzw. Entladeleistung der Systeme liegt unterhalb von 3,5 kw. Für ganz Deutschland resultiert daraus eine kumulierte Speicherkapazität von 350 MWh mit einer Spitzenladungs- bzw. Entladungsleistung von höchstens 188 MW. Bezogen auf die Ende 2016 in Deutschland installierten 41 GWp photovoltaischer Erzeugungsleistung zeigt sich, dass Heimspeicher alleine aufgrund ihrer geringen Anschlussleistung heute keinen signifikanten negativen Einfluss auf die übergeordnete Netzstabilität nehmen können. Doch in Hinblick auf den stark wachsenden Markt soll untersucht werden, ob zukünftig große Mengen von Eigenverbrauchsspeichern grundsätzlich Ramping-Probleme verursachen könnten und welchen Einfluss dabei die jeweiligen Betriebsstrategien der Speichersysteme auf die resultierenden Leistungsgradienten haben. Methodik der Analyse Die Methodik der Analyse ist schematisch in Abbildung 5.21 dargestellt. Zunächst wurden aus den hochauflösenden Messdaten der 20 im Feld vermessenen PV-Speichersysteme 83 Tagesprofile extrahiert, die jeweils eine sehr Systemtyp 1 Systemtyp 2 Systemtyp 3 Systemtyp 4 Abbildung 5.21: Schematische Darstellung des Verfahrens zur Ermittlung der Einspeisekurven. 100 Das Intensiv-Monitoring

101 5 Das Intensiv-Monitoring Netzrückwirkung durch Ramping hohe PV-Einstrahlung aufweisen und dadurch für die Analyse von Ramping-Problemen besonders geeignet sind. Aus den Messdaten dieser Einzeltage wurde dann anhand von marktrelevanten Gewichtungsfaktoren ein durchschnittliches PV-Speicher-Leistungsprofil erzeugt und mittels der Gesamtanzahl der heute in Deutschland installierten Heimspeicher skaliert. Zusätzlich zum resultierenden Gesamttagesprofil mit Speicher wurde anhand der Messdaten der Leistungsverlauf ermittelt, der ohne Speicher aufgetreten wäre. Kein Ramping durch Speicher In Abbildung 5.22 sind die nach dem beschriebenen Verfahren ermittelten Gesamtleistungsverläufe der Heimspeichersysteme für den gewählten kritischen Typtag dargestellt. Es zeigt sich, dass die Einspeiseleistung der PV-Anlagen mit Speicher im gesamten Tagesverlauf unterhalb der Einspeiseleistung der PV-Anlagen ohne Speicher liegt. Dabei wird insbesondere die Einspeisespitze zur Mittagszeit deutlich reduziert. Darüber hinaus wird der nächtliche Strombezug der Haushalte mit Speichersystem erwartungsgemäß substanziell verringert. In Abbildung 5.22 rechts ist der Verlauf der Leistungsgradienten für denselben Tag dargestellt. Es zeigt sich, dass die Gradienten der Haushalte mit Speicher über weite Strecken des Tages betragsmäßig unterhalb der Haushalte ohne Speicher liegen, die Netze an diesen Stellen also sogar entlasten. Absolut betrachtet wird die maximale Leistungsänderung von ca. 17 MW/15 min auf 14 MW/15 min reduziert. PV-Speichersysteme verursachen also keine Ramping-Probleme im Stromnetz. Tatsächlich ist es so, dass die Systeme nicht nur effektiv die PV-Spitzeneinspeisung absenken, sondern darüber hinaus sogar die Steilheit der ISEA RWTH Aachen ISEA RWTH Aachen Uhrzeit [hh:mm] Uhrzeit [hh:mm] Abbildung 5.22: Einspeise- (links) und Gradientenverlauf (rechts) für deutsche PV-Anlagen, die mit einem Speichersystem ausgestattet sind für einen fiktiven optimalen Sommertag. Blau: Errechnete Kurven, wenn der Speichereinfluss vernachlässigt wird. Orange: Errechnete Kurve mit Speicher. Das Intensiv-Monitoring 101

102 5 Das Intensiv-Monitoring Netzrückwirkung durch Ramping bestehenden PV-Einspeiseerzeugung in den Morgen- bzw. Vormittagsstunden reduzieren. Einfluss der Betriebsstrategie Die Anforderungen der KfW-Förderung sehen seit Beginn der zweiten Periode des Förderprogramms eine Reduzierung der maximalen PV-Einspeiseleistung auf 50 % der installierten Nennleistung vor. Durch Nutzung von Wetterund Lastprognosen können intelligente Speichersysteme ihren Ladeprozess so planen, dass der Speicher nur die tägliche Spitzenerzeugung zur Ladung nutzt und somit einer Abregelung entgegenwirkt. Diese verzögerte Ladung zur Vermeidung von Abregelung hat dabei auch einen positiven Einfluss auf die auftretenden Leistungsgradienten. Doch auch Speichersysteme, die nicht den Richtlinien der KfW-Förderung unterliegen, wenden vermehrt intelligente Ladestrategien an: Da die Alterungsgeschwindigkeit von Lithium-Ionen-Batterien bei hohen Ladezuständen stark zunimmt, kann ein verzögertes Vollladen des Speichers die Lebensdauer merklich verbessern und somit einen Mehrwert für den Kunden bieten. Die dazu verwendeten Strategien zur verzögerten Vollladung sind dabei auch den Netzen von Nutzen. Um den Einfluss intelligenter Betriebsstrategien auf die Netze zu analysieren, wurden in einer zweiten Analyse aus den 83 Tagesprofilen nur die Speichersysteme betrachtet, die ihr Ladeverhalten anhand von intelligenten Erzeugungsund Lastprognosen optimieren. Abbildung 5.23 links stellt die Ergebnisse dieser Analyse grafisch dar. Verglichen mit den Ergebnissen in Abbildung 5.22 zeigt sich, dass intelligente Speichersysteme in den Morgenstunden nahezu keinen Einfluss auf die Residuallast der Haushalte haben, da die Systeme die Ladung ihrer Batterien bis in die ISEA RWTH Aachen ISEA RWTH Aachen Uhrzeit [hh:mm] Uhrzeit [hh:mm] Abbildung 5.23: Einspeise- (links) und Gradientenverlauf (rechts) für deutsche PV-Anlagen, die alle mit einem netzdienlich arbeitenden Speichersystem ausgestattet sind für einen fiktiven optimalen Sommertag. Blau: Errechnete Kurven, wenn der Speichereinfluss vernachlässigt wird. Orange: Errechnete Kurve mit Speicher. 102 Das Intensiv-Monitoring

103 5 Das Intensiv-Monitoring Netzrückwirkung durch Ramping Mittagszeit hinein verzögern, um dann die Spitzenerzeugung der PV-Anlage aufzunehmen. Dies reduziert die Residuallast zur Mittagszeit gegenüber Haushalten ohne Speicher deutlich. Abbildung 5.23 rechts zeigt, dass auch die Leistungsgradienten gegenüber den Haushalten ohne Speicher in der Spitze deutlich reduziert werden. Dies geschieht in einem noch stärkeren Maße als bei den Ergebnissen aus Abbildung Intelligente Heimspeichersysteme zur Erhöhung des Eigenverbrauchs entlasten die Stromnetze somit nicht nur in Bezug auf geringere Einspeisespitzen, sondern mindern auch die auftretenden Leistungsgradienten. Das Intensiv-Monitoring 103

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