Bild: Vattenfall Stromversorgung mit Photovoltaik, Batterie und Netzanschluss Dezentrale Stromversorgung eines Einfamilienhauses SIMULATION Gezielte Maßnahmen zur Steigerung des Eigenverbrauchs von Photovoltaikstrom rücken angesichts steigender Strompreise und der Förderung durch das EEG trotz der jüngsten Kürzungen immer mehr in den Vordergrund der öffentlichen Diskussion. Erste Batteriespeichersysteme für die Steigerung des Eigenverbrauchs und des Autarkiegrades, der so genannten Eigendeckung, sind auf dem Markt erhältlich. Die Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.v. (FfE) hat ein Modell entwickelt, das die dezentrale Stromversorgung durch Photovoltaik, Batterie und Netzanschluss simuliert. Durch dieses Modell lassen sich der Eigenverbrauchs- sowie der Eigendeckungsanteil für verschiedene Versorgungsvarianten eines Haushaltes ermitteln. Zum. April wurden die EEG- Vergütungen für in das Netz eingespeisten Solarstrom weiter abgesenkt und die Eigenverbrauchsvergütungen vollständig gestrichen. Die Vergütung für Anlagen bis kw (peak) entspricht jetzt, Ct/kWh und wird zukünftig durch einen marktabhängigen Degressionsmechanismus monatlich abgesenkt. Der Eigenverbrauch wird indirekt durch die eingesparten Stromkosten von derzeit rund Ct/kWh vergütet. Mit Blick auf diese neue Ausgangslage wird die Kombination aus Eigenverbrauch und Netzeinspeisung zunehmend interessant und erfordert eine Untersuchung der Wirtschaftlichkeit. Hierbei bieten immer mehr Firmen stationäre Batteriesysteme als dezentrale Ergänzung zur Photovoltaikanlage an. Diese Entwicklungen sollen durch ein nationales Speicherförderprogramm unterstützt werden. Dezentrale Stromversorgungskonzepte mit PV-Anlage, Batterie und Netznutzung bieten einerseits die Möglichkeit einer vom EEG indirekt subventionierten Autoren Dipl.-Phys. Thomas Staudacher, Jahrgang, studierte an der Ludwig-Maximilians-Universität München Physik. Seit ist er wissenschaftlicher Mitarbeiter an der Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.v. (FfE) in München mit Forschungsschwerpunkten im Bereich der erneuerbaren Energien, Energiespeicher und Klimaschutzkonzepte sowie dezentrale Energieversorgung mit ganzheitlichen Energie-, Emissions- und Kostenanalysen. i tstaudacher@ffe.de Dipl.-Ing. Sebastian Eller, Jahrgang, studierte an der Technischen Universität München Maschinenwesen mit den Schwerpunkten umweltfreundliche Energiesysteme und ingenieurwissenschaftliche Grundlagen. Seit ist er wissenschaftlicher Mitarbeiter an der Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.v. (FfE) mit Forschungsschwerpunkten im Bereich der erneuerbaren Energien und Energiespeicher. i seller@ffe.de Die Ergebnisse dieses Beitrags wurden im Rahmen des laufenden Projekts EnEff:Wärme Dezentrale Stromversorgungskonzepte [] erarbeitet. Das Projekt wird durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi) unter dem Förderkennzeichen ET gefördert und von der EnBW Aktiengesellschaft als Projektpartner unterstützt. BWK Bd. () Nr.
Eigenverbrauchssteigerung, erlauben es dem Verbraucher aber andererseits auch, seinen Eigendeckungsanteil und damit den Grad an Autarkie zu erhöhen. Im Rahmen eines FfE-Forschungsprojekts wurde eine Simulation entwickelt, die die Stromversorgung von Haushalten durch PV-Anlage, Batterie und Netzanschluss modelliert. Dieses Modell berechnet für eine vorgegebene Haushaltslast, solare Einstrahlung sowie PV-Anlagen- und Batteriedimensionierung den Eigenverbrauchs- und Eigendeckungsanteil. Modellierung des Eigenverbrauchssystems Das Vorgehen bei der Modellierung des Eigenverbrauchssystems ohne und mit Batterie ist in Bild dargestellt. Der Eigenverbrauch richtet sich nach der PV- Erzeugung, das heißt, jede erzeugte kwh PV-Strom wird bei vorhandenem Bedarf zur Lastdeckung verwendet. Verbleibt ein PV-Überschuss, wird dieser beim System ohne Batterie ins Netz eingespeist. Das System mit Batterie hat die Priorität, diesen PV-Überschuss in der Batterie zu speichern. Erst beim Erreichen des maximalen Batterieladezustands wird der verbleibende PV-Überschuss ins Netz eingespeist. Bei fehlender PV-Erzeugung wird der Strombedarf vorrangig aus der Batterie gedeckt. Erst nach vollständiger Entladung unter Berücksichtigung des DoD (Depth of Dis - charge) der Batterie findet ein Strombezug über das Netz statt. Bei der Analyse des Versorgungssystems sind die beiden Kenngrößen Eigenverbrauchsanteil EV und Eigendeckungsanteil ED relevant. Diese sind für einen betrachteten Zeitraum t bis t folgendermaßen definiert: EV = ED = EV ED t t PV,EV t ( ) + t ( ) Batterie, Laden t t PPV ( t) dt P t dt P t dt t t PV,EV t ( ) + t ( ) Batterie, Entladen t t PLast ( t ) dt P t dt P t dt Eigenverbrauchsanteil Eigendeckungsanteil PPV ( t) Leistung des PV-Systems Der EV gibt den Anteil des erzeugten PV-Stroms an, der zur Lastdeckung genutzt wurde. Bei Verwendung einer Batterie wird die direkt eigenverbrauchte Energiemenge durch die Speicherung und zeitversetzte Nutzung des PV- Stroms erhöht. Der ED bezeichnet den Anteil der Verbrauchslast, der durch eigenverbrauchten PV-Strom gedeckt wird. Neben dem unmittelbaren Eigenverbrauch von PV- Strom trägt bei Verwendung einer Batterie auch der aus der Batterie bezogene Strom zur Lastdeckung bei. Last- und Leistungsgänge ( ) ( ) P t Eigenverbrauchter Anteil von P t P P PV,EV Last ( ) PV ( ) ( t) Verbrauchslast ( t) ( t) Aus der Batterie bezogene Leistung Batterie, Laden PBatterie, Entladen Für das Laden der Batterie verwendete Leistung Bild Der Verbrauch eines Haushaltes kann der Simulation in Form von synthetischen Lastprofilen oder gemessenen Lastgangdaten eines Smart Meters übergeben werden. Der Leistungsgang der PV-Anlage wird abhängig vom Standort für amorphe Dünnschichtzellen modelliert. Dünnschichtzellen haben zwar einen niedrigeren Wirkungsgrad als kristalline Zellen, weisen jedoch ein besseres Verhalten bei hohen Modultemperaturen auf und sind deutlich preiswerter als kristalline Module. Die Daten zur Einstrahlung und Umgebungstemperatur werden für den gewünschten Standort mit der Software Meteonorm erstellt. Aus diesen Daten kann mit den für amorphe Dünnschichtzellen in [] angegebenen Kennlinien die gelieferte Leistung der betrachteten PV-Module berechnet werden. Es wurde ein Batteriemodell mit der in Bild dargestellten Einsatzstrategie implementiert. Dieses Modell berücksichtigt sowohl die Wirkungsgrade für das Laden und Entladen der Batterie als auch der Wechselrichter. Die Selbstentladung der Batterie wird vernachlässigt. Es können eine maximale Lade- und Entladeleistung sowie die Entladetiefe (DoD) und der Anfangsladezustand eingegeben werden. Das Batteriemodell berechnet den fahrbaren Leistungsgang sowie den Ladezustand abhängig vom Last- und PV-Leistungsgang. Der Anfangsladezustand ergibt sich aus dem Jahresendwert des eingeschwungenen Batteriesystems. Bei den für Haushalte typischen Dimensionierungen von PV- Anlage und Batterie liegt der eingeschwungene Anfangsladezustand der Batterie bei %. Die Simulation kann mit verschiedenen Zeitauflösungen der Last- und Leistungsgänge arbeiten. Da die Messdaten von Smart Metern in -Minuten-Auflösung vorliegen, wird in der Analyse diese Zeitauflösung für alle Last- und Leistungsgänge verwendet. Nach [] vermindert sich der EV bei einer -Minuten-Auflösung um % und bei einer -Minuten-Auflösung um % gegenüber einer sekündlichen Auflösung. Bei minutengenauer Betrachtung würde sich also der EV von % auf rund, % erhöhen. Je nach Datenverfügbarkeit ist in zukünftigen Untersuchungen im Rahmen des FfE-Projekts geplant, Lastgänge und Einstrahlungswerte in -Minuten-Auflösung zu verwenden. Modellhaushalt Vorgehen bei der Modellierung des Eigenverbrauchssystems. Das Simulationsmodell wird am Beispiel eines realen -Personen-Haushalts in einem Einfamilienhaus (EFH) dargestellt. Folgende Daten charakterisie- BWK Bd. () Nr.
Bild Eigenverbrauchsanteil (EV) und Eigendeckungsanteil (ED) für den Modellhaushalt. ren diesen Modellhaushalt und das Versorgungssystem: > Standort: Neufahrn bei München > Jahresstromverbrauch: rd. kwh > PV-Anlage:? Nennleistung:, kw (peak)? Ausrichtung: Süd? Neigung: Um die Auswirkungen eines zusätzlichen Batteriespeichersystems auf den EV und ED zu betrachten, wird der Modellhaushalt zusätzlich mit einer Li-Ionen-Batterie als PV-Speichersystem betrachtet: > Kapazität:, kwh > Entladetiefe (DoD): % > Lade-/Entladewirkungsgrad: % > Maximale Lade-/Entladeleistung: kw Ohne Batterie Ergebnisse In Bild sind die Last- und Leistungsgänge für den betrachteten Modellhaushalt mit PV-Anlage und Li-Ionen-Batteriespeichersystem für je eine Woche pro Jahreszeit dargestellt. In der ausgewählten Januarwoche können von der PV-Anlage ohne Speicherunterstützung rund % EV und % ED erzielt werden. Der Batterieeinsatz erhöht den EV auf % und den ED auf %. Die Batterie erreicht lediglich an einem Tag den vollen Ladezyklus. In der dargestellten Märzwoche erreicht die PV-Leistung an allen Tagen die -kw-marke und die Batterie den maximalen SOC-Wert. Der EV der PV-Anlage ohne Batterie geht aufgrund der höheren solaren Leistung auf % zurück, wohingegen der ED aus demselben Grund auf % steigt. Mit, kwh Speicherkapazität ist es allerdings nicht möglich, die Stromversorgung aus eigener Kraft bis zum nächsten solaren Input zu gewährleisten. Mit Batterie werden ein EV von % und ein ED von % Mit Batterie EV pro Jahr % % ED pro Jahr % % Tabelle erzielt, es muss in dieser Woche also nur noch gut ein Drittel der Last durch das Netz gedeckt werden. Die dargestellte Juliwoche erbringt in der Spitze keine höheren Werte der PV-Leistung im Vergleich zu der Frühjahrswoche, was vor allem durch die temperaturbedingte Leistungsabnahme der Module bei höheren Temperaturen erklärt werden kann. Beim EV gleichen die Werte sowohl im Fall ohne als auch mit Speicherunterstützung denen aus der Märzwoche. Die ED dieser Woche liegen jedoch mit % und % höher. Durch die Batterie kann an drei Tagen vollständig auf den Netzbezug verzichtet werden. In der ersten Oktoberwoche macht sich die abgeschwächte solare Einstrahlung wieder deutlich bemerkbar, so dass die EV steigen und die ED sinken. Im Verlauf eines ganzen Jahres werden ohne Batterie ein EV von % und ein ED von % erreicht. Mit Batterie lässt sich der EV auf % und der ED auf % erhöhen (Tabelle ). In Bild oben sind für alle Monate Eigenverbrauchsanteil (EV) und Eigendeckungsanteil (ED) pro Jahr für den Modellhaushalt ohne und mit Li-Ionen-Batterie. BWK Bd. () Nr.
Bild Energiebilanz, Eigenverbrauchsanteil (EV) und Eigendeckungsanteil (ED) pro Monat für den Modellhaushalt. die EV und ED für die PV-Anlage mit Batterie dargestellt. Die Wintermonate sind geprägt von einem hohen EV und einem geringen ED, wohingegen im Sommer die umgekehrte Situation gegeben ist. In der Übergangszeit gleichen sich EV und ED an. In Bild unten sind die einzelnen Energiemengen über einen Monat näher aufgeschlüsselt. Deutlich zu erkennen ist, dass in den Monaten März bis September selbst bei Einsatz eines,-kwh- Li-Ionen-Speichers mit hohen Einspeisungen in das Netz gerechnet werden muss. In den beiden Monaten Juni und Juli wird im Gegenzug nur noch ein marginaler Strombezug benötigt. In jedem Monat führt der Einsatz des Speichers zu einer starken Erhöhung des EV und ED. In Bild werden der EV und ED in Ab- hängigkeit der PV-Anlagenleistung ohne Batterie gezeigt. Sie zeigen einen gegenläufigen Trend: der EV sinkt mit zunehmender Anlagengröße, wohingegen der ED mit der Zunahme der PV-Leistung steigt. Der vom EEG geforderte EV von mindestens % wird bei Anlagen mit einer Nennleistung von bis zu kw (peak) erfüllt. Dimensionierung von PV-Anlage und Batterie Bild Eigenverbrauchsanteil (EV) und Eigendeckungsanteil (ED) für den Modellhaushalt in Abhängigkeit der PV- Anlagenleistung (ohne Batterie). Je nach gewählter Dimensionierung der PV-Anlage und Batterie ergeben sich für einen gegebenen Haushaltslastgang unterschiedliche EV und ED. Für den betrachteten Modellhaushalt wurden der EV und ED für verschiedene PV-Anlagenleistungen und nutzbare Kapazitäten einer Li-Ionen-Batterie berechnet. Die nötige Gesamtkapazität der Batterie kann anschließend aus der erforderlichen nutzbaren Kapazität und dem entsprechenden DoD der Batterie ermittelt werden. Die Ergebnisse sind in Bild dargestellt. Man erkennt, dass der EV umso höher ist, je kleiner die PV-Anlage dimensioniert wird. Vor allem für sehr kleine PV- Anlagen übersteigt die Erzeugung die Last praktisch nie, so dass sich hier sehr hohe EV von bis zu % ergeben. Dieser Zusammenhang zwischen EV und PV-Anlagengröße verschiebt sich bei Vergrößerung der nutzbaren Batteriekapazität zu höheren EV. Zusammenfassend ist festzuhalten, dass ein hoher EV in erster Linie durch kleine PV-Anlagen erreicht und zusätzlich durch den Einsatz von Batterien erhöht werden kann. Der ED erhöht sich dagegen bei steigender PV-Anlagengröße. Bei kleinen PV- Anlagengrößen steigt er zunächst sehr stark an, da die PV-Erzeugung noch gering ist und ein großer Anteil für die Lastdeckung verwendet werden kann. Bei weiterer Steigerung der PV-Anlagenleistung übersteigt die Erzeugung die Last, und die direkt verbrauchbare PV- Erzeugung nimmt nur noch gering zu. Analog zur Betrachtung des EV verschiebt sich der Zusammenhang zwischen ED und PV-Anlagengröße mit steigender nutzbarer Batteriekapazität zu höheren ED, da ein immer größerer Anteil des PV-Überschusses zwischengespeichert und bei Bedarf zur Lastdeckung verwendet werden kann. Zusammenfassend ist erkennbar, dass sowohl die PV-Anlage als auch die Batterie für einen hohen ED möglichst groß dimensioniert werden müssen. Ein sehr hoher ED bis zu % ist für einen Haushalt mit typischer Anlagendimensionierung wie in Bild jedoch nicht erreichbar. Die Ergebnisse in Bild zeigen, dass BWK Bd. () Nr.
EV in % ED in % PVAnlagenleistung in kwp Nutzbare Batteriekapazität in kwh PVAnlagenleistung in kwp Nutzbare Batteriekapazität in kwh % % % % % % % %, kwp %, kwp % kwp % % % % % % % % %, kwp %, kwp % kwp % Bild Eigenverbrauchsanteil (EV) und Eigendeckungsanteil (ED) über ein Jahr in Abhängigkeit von PV-Anlagenleistung und nutzbarer Batteriekapazität (Li-Ionen) für den Modellhaushalt (oben) und Schnitte für verschiedene PV-Anlagengrößen (unten). ein gewünschter EV und ED durch verschiedene Kombinationen von PV-Anlagen- und Batteriegröße erreicht werden kann. Aufgrund der noch hohen Batteriepreise ist es wirtschaftlicher, die PV- Anlage größer zu dimensionieren. Der ED ist ein Maß für den Grad an Autarkie, den ein Haushalt erreicht hat. Es stellt sich nun die Frage, wie groß die Anlagen dimensioniert werden müssen, um sich vollständig autark zu versorgen, das heißt, einen ED von % zu erreichen. Die PV-Anlagenleistung ist durch die Dachfläche des Haushalts begrenzt. Für die Betrachtung der autarken Stromversorgung wird ermittelt, wie groß die Batterie für den Modellhaushalt bei verschiedenen PV-Anlagengrößen dimensioniert werden müsste, um vollständige Autarkie zu erreichen. In der Rechnung wird für die maximale Ladeund Entladeleistung der Batterie die maximale Last in einem Jahr verwendet, das heißt, im Extremfall kann die Batterie die Maximallast alleine decken. Die Ergebnisse der Autarkiebetrachtung zeigt Bild. Es ist ein sehr starker Anstieg des ED bei sehr kleinen nutzbaren Batteriekapazitäten zu erkennen (siehe auch Bild unten). In diesem Kapazitätsbereich trägt jede zusätzliche kwh Speicherkapazität zur Überbrückung des Zeitraums ohne Sonneneinstrahlung bei. Danach steigt der ED nur noch moderat an. Die Ursache hierfür ist, dass bei ausreichender Kapazität für den Tag/Nacht-Speicherzyklus jetzt die neu hinzukommende Kapazität nur noch den saisonalen Zyklus bedient. Erst wenn die Batterie so groß dimensioniert ist, dass sie die sommerlichen Überschüsse für die Übergangszeit und den Winter vollständig speichern kann, ist ein ED von % erreichbar. Diese Kapazität wird durch den zweiten Knick in den Kurven aus Bild gekennzeichnet. In Tabelle werden die theoretisch erforderlichen Batteriedimensionierungen einer Blei- und Li-Ionen-Batterie für einen ED von % für den betrachteten Modellhaushalt mit einer -kw (peak)- PV-Anlage dargestellt. Es wird von einer Energiedichte von Wh/l bei der Bleiund Wh/l bei der Li-Ionen-Batterie ausgegangen []. Grenzfall einer autarken Stromversorgung Bild Grenzfall einer autarken Stromversorgung mit Li-Ionen-Batterie für den Modellhaushalt. BWK Bd. () Nr.
Blei Li-Ionen Benötige nutzbare Kapazität in kwh Benötigte Kapazität in kwh (DoD a ) ( %) ( %) Volumen in l Entsprechende Würfelkantenlänge in m, a DoD = Depth of Discharge Tabelle Theoretisch erforderliche Batteriedimensionierungen für % Eigendeckungsanteil (ED) für den Modellhaushalt mit einer -kw (peak)-pv-anlage. Anlagentyp Parameter Wert PV Speichersystem Li-Ionen Blei-Gel a DoD = Depth of Discharge b nutzbare Speicherkapazität Nennleistung Investitionskosten Betriebs-/sonstige Kosten Kapazität, kw p. /kw p % d. Inv. pro Jahr, kwh DoD a % Investitionskosten Speichersystem Ersatzinvestition Batterie. /kwh b nach [] (Referenzfall) Zyklenzahl bei angegebenem DoD a. Kapazität, kwh DoD a % Investitionskosten Speichersystem Ersatzinvestition Batterie. /kwh b /kwh Zyklenzahl bei angegebenem DoD a. Tabelle Verwendete Anlagendaten für den Wirtschaftlichkeitsvergleich. Wirtschaftlichkeit Für den betrachteten Modellhaushalt können durch das Simulationsmodell verschiedene Versorgungsvarianten hinsichtlich ihrer Wirtschaftlichkeit verglichen werden. Der Rechnung liegen ein realer Kalkulationszinssatz von % und eine Inflationsrate von % pro Jahr zu Grunde. Die annuitätische Rechnung erfolgt auf realer Basis über Jahre. Zu Betrachtungsbeginn wird ein nominaler Strompreis von Ct/kWh mit % jährlicher Steigerungsrate angenommen. Die Annahmen für die betrachteten Anlagen sind in Tabelle zusammengefasst. Dabei werden ein Li-Ionen- (Einführung: Mitte ) und ein Blei-Gel- Speichersystem (bereits verfügbar) miteinander verglichen. Diese Systeme sind für die Speicherung von PV-Strom konzipiert. Um die beiden Systeme sinnvoll miteinander vergleichen zu können, wurde die gleiche nutzbare Speicherkapazität von rund, kwh zu Grunde gelegt. Die Ergebnisse der Wirtschaftlichkeitsrechnung sind in Bild gegenübergestellt. Zu erkennen ist, dass sich eine PV-Anlage mit ausschließlicher Einspeisung und reinem Strombezug vom Netz bei einem Strompreisanstieg von % pro Jahr nicht mehr lohnt. Dies ist auf die Kürzung der Einspeisevergütung und deren Begrenzung auf % der PV- Erzeugung zurückzuführen. Im Fall der vorrangigen Eigenverbrauchsnutzung von % (ohne Speicher) reduzieren sich zwar die Erlöse aus der Einspeisevergütung, der Eigenverbrauch zahlt sich jedoch durch die vermiedenen Stromkosten aus. Im Vergleich zum reinen Strombezug fallen pro Jahr etwa weniger an Kosten an. Die beiden betrachteten Speichersysteme reduzieren den nötigen Strombezug vom Netz weiter. Die Batterien sind jedoch derzeit noch sehr teuer. Die spezifischen Investitionskosten sind für Li- Bild Wirtschaftlichkeitsvergleich verschiedener Stromversorgungsvarianten für den Modellhaushalt (Speichersysteme mit jeweils rund, kwh nutzbarer Speicherkapazität). BWK Bd. () Nr.
Ionen-Batterien etwa fünf Mal so hoch wie für Blei-Batterien. Aufgrund des größeren DoD s ist für die gleiche nutzbare Speicherkapazität jedoch eine geringere Gesamtkapazität gegenüber der Blei- Batterie erforderlich. Bei den derzeitigen Batteriekosten sind die PV-Speichersysteme bei einer jährlichen Strompreissteigerung von % noch nicht wirtschaftlich. Bild Eigenverbrauchsanteil (EV), Eigendeckungsanteil (ED), PV-Volllaststunden und -Stromgestehungskosten für den Modellhaushalt. Ortsabhängigkeit des wirtschaftlichen Ertrags Der EV, ED und die Wirtschaftlichkeit von Photovoltaikanlagen hängen neben Investitions- und Betriebskosten von der solaren Einstrahlung und damit von der geografischen Breite und der Klimazone ab. Auf Basis der solaren Einstrahlungsund Klimadaten wurden der EV, der ED, die Volllaststunden und die realen Stromgestehungskosten für die in Tabelle angenommenen PV-Anlagenkosten berechnet. Bild zeigt die Ergebnisse. Bedingt durch die zunehmenden Einstrahlungswerte von Hamburg über München bis Athen sind eine moderate Absenkung des EV und eine geringe Steigerung des ED zu erkennen. Die Volllaststunden steigen von h/a (Hamburg) auf h/a (München) und h/a (Athen) an. Unter der Annahme gleicher Investitions- und Betriebskosten an allen drei Standorten resultieren daraus reale Stromgestehungskosten von rund Ct/kWh (Hamburg), Ct/kWh (München) und Ct/kWh (Athen). Diskussion: Eigenverbrauchsanteil versus Eigendeckungsanteil Eine Eigenverbrauchsoptimierung bedeutet keine an die Eigendeckung und das Verteilnetz angepasste Lösung. Die indirekte Förderung des Eigenverbrauchs bei Neuanlagen durch das EEG birgt die Gefahr einer Entscheidung des Verbrauchers für kleiner dimensionierte Anlagen. Darüber hinaus schafft diese Regelung einen indirekten Anreiz zu einem höheren Stromverbrauch. Ein Speicher steigert sowohl den EV als auch den ED und stellt damit einen wesentlichen Bestandteil des Systems dar. Fazit Der nach der neuen Vergütungsordnung des EEG vom April erforderliche Eigenverbrauchsanteil von mindestens % wird von dem betrachteten Einfamilienhaus bis zu einer installierten PV-Leistung von kw (peak) ohne weitere Maßnahmen erfüllt. Durch die vermiedenen Stromkosten bleibt der Eigenverbrauch für den PV-Anlagenbetreiber weiterhin kosteneffizienter als die Netzeinspeisung für, Ct/kWh und wird bei zu erwartenden steigenden Strompreisen diesen finanziellen Vorteil noch ausbauen. Die ausschließliche Einspeisung ins Netz ist für den betrachteten Einfamilienhaushalt ökonomisch nicht darstellbar. Mit den derzeit typischen PV-Speicherdimensionierungen von etwa bis kwh nutzbarer Speicherkapazität kann bei großen PV-Anlagen etwa die Hälfte bis zwei Drittel des Verbrauchs selbst gedeckt werden. Der Einsatz von Batterien erhöht den Eigenverbrauchsund Eigendeckungsanteil signifikant, ist aber aufgrund der derzeit noch sehr hohen Investitionskosten für Haushalte nicht wirtschaftlich. Für eine weitere Erhöhung des Eigendeckungsanteils bis zur vollständigen Leistungsautarkie bedarf es, sofern jenseits der technischen Umsetzung finanzielle Erwägungen eine Rolle spielen, neben PV-Anlage und Batteriespeicher noch weiterer Erzeugungseinheiten. Für die vollständig autarke Stromversorgung des betrachteten Einfamilienhaushalts mit einer - kw (peak)-anlage bedürfte es einer Li- Ionen-Batterie mit dem Volumen eines Würfels der Kantenlänge, m. Die geografische Lage der PV-Erzeugung spielt für den Eigenverbrauchsund Eigendeckungsanteil nur eine untergeordnete Rolle. Die Volllaststunden und Stromgestehungskosten hängen jedoch deutlich vom gewählten Standort ab. Für eine optimale Netzintegration der PV-Leistung ist ein Energiemanagement auf Haushaltsebene nötig, das nicht allein die Optimierung von Eigenver- brauch oder Eigendeckung anstrebt, sondern intelligent mit dem Netz kommuniziert. Ein zukunftweisendes Konzept stellt die Verbindung einer solchen dezentralen Versorgung mit Smart-Meter / Smart-Grid-Modellen dar, wodurch der Verbraucher in der Lage ist, Systemdienstleistungen anzubieten und gleichzeitig weiter vom Netz mit Strom versorgt wird. Die Frage der Auswirkungen des erhöhten PV-Eigenverbrauchs/-deckung auf den Strompreis verlangt eine differenzierte Betrachtung, da der Einsparung bei der EEG-Vergütung eine Kürzung der Einnahmen bei Steuer und Netzentgelten gegenüber steht. Literatur [] Staudacher, T.; Eller, S.; Habermann, J.; Pfeifroth, P.: EnEff:Wärme Dezentrale Stromversorgungskonzepte; München: Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.v. (FfE), laufend, Projektende. [] Unter realen Umweltbedingungen sind mikromorphe Dünnschichtmodule ertragsstärker als kristalline Module. Berlin: Inventux Solar Technologies,. [] Braun, M.; Büdenbender, K.; Lan dau, M.; Sauer, D.-U.; Magnor, D.; Schmiegel, A. U.: Charakterisierung von netzgekoppelten PV-Batterie-Systemen Verfahren zur vereinfachten Bestimmung der Performance. Kassel: Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES),. [] Quaschning, V.: Regenerative Energiesysteme Technologie Berechnung Simulation Understanding Renewable Energy Systems. München: Carl Hanser Verlag,. [] Lindenberger, D.; Richter, J.: Potenziale der Elektromobilität bis. Köln: Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln (EWI),. BWK Bd. () Nr.