Die Studie analysiert das Potenzial dezentraler stationärer Batteriespeichersysteme kombiniert mit netzgekoppelten Photovoltaikanlagen im privathäuslichen Bereich aus Sicht des Eigentümers. Die Speicherung elektrischen Stroms gewinnt zunehmend an Bedeutung, um so die Fluktuation von Wind- und Solarenergie auszugleichen. Für die Analyse wird ein hochauflösendes Simulationsprogramm entwickelt, mit dem verschiedene Anlagengrößen und Speicherkapazitäten verglichen werden können. Dazu werden alle wichtigen wirtschaftlichen und technischen Kennzahlen simultan berechnet: Gesamtkosten, Rendite, Amortisationszeit, Stromgestehungskosten, Speicherkosten pro Kilowattstunde, Eigenverbrauchsanteil und Autarkiegrad. Einspeisevergütung und Speicherförderung fließen mit in die Berechnungen ein. Anhand der Simulationsergebnisse werden Zukunftsszenarien zur Wirtschaftlichkeit von Photovoltaikanlagen mit Speicher, gegenüber Anlagen ohne Speicher, erstellt, analysiert und bewertet. Hierbei werden unterschiedliche Marktentwicklungen berücksichtigt. Gleichzeitig werden die wichtigsten Zusammenhänge zwischen Wirtschaftlichkeit, Autarkie und Eigenverbrauch gezeigt.

Textprobe: Kapitel 2, Daten, Grundlagen und Szenarien für das Programm: Daten, Grundlagen und Szenarien die für das Programm notwendig sind werden in diesem Kapitel vorstellt. Dazu gehören die Charakterisierung der PV-Anlage und des Energiespeichers, Standardverbrauchskurven für unterschiedliche Haushaltsgrößen und verschiedene Kenngrößen für die Wirtschaftlichkeitsberechnungen. Außerdem wird die Vorgehensweise zur Ermittlung des Eigenverbrauchsanteils und des Autarkiegrades beschrieben. Darüber hinaus werden Szenarien zur Haushaltsstrompreisentwicklung, zur Entwicklung der Einspeisevergütung und zur Entwicklung der Systempreise für PV-Anlagen und Energiespeicher vorgestellt. Am Ende des Kapitels sind alle Parameter, die sich aus den Grundlagen ableiten, aufgelistet. Grundsätzlich werden im Programm bei jeder Simulation drei Fälle betrachtet: (1) PV-Anlage mit Speicher, (2) PV-Anlage ohne Speicher und (3) keine PV-Anlage und kein Speicher. Im weiteren Verlauf ist die Rede vom Speicher-Fall, vom PV-Fall und vom Naked-Fall. 2.1, PV-Anlage: Zur Simulation der PV-Anlage sind verschiedene Grundlagen notwendig. Dazu gehört beispielsweise die Ertragskurve: Der Ertrag hängt von mehreren Faktoren ab. Je nach Anlage müssen daher unterschiedliche Ertragskurven erzeugt werden. Damit nicht für jede Anlage eine neue Ertragskurve erstellt werden muss, wird eine Standardertragskurve erstellt und mit Korrekturfaktoren an die entsprechende PV-Anlage und dessen Leistung angepasst. Die Standardertragskurve ergibt sich aus dem mittleren zu erwartende Jahresertrag. Zudem hat die Degradation der PV-Anlage Einfluss auf die Erträge. Da das Programm mit der Gesamtleistung der Anlage arbeitet, spielen der Zelltyp der PV-Module oder die Leistung pro Quadratmeter in der Simulation keine Rolle. 2.1.1 Ertragskurve Eine Ertragskurve bildet den Ertrag einer PV-Anlage über einen gewissen Zeitraum ab. Die hier erstellte Standardertragskurve bezieht sich auf einen Betrachtungszeitraum von 20 Jahren mit minütlicher Auflösung. Als Grundlage dieser Kurve dienen die Ertragsdaten von drei unterschiedlichen, in Deutschland installierten, PV-Anlagen7. Alle diese Anlagen sind nicht verschattet. Dabei wurden insgesamt fünf verschiedene historische Jahresertragskurven gewählt. Diese Jahreskurven wurden jeweils auf 1.000 Kilowattstunden (kWh) pro Kilowatt Peak (kWp) pro Jahr faktorisiert. Anschließend wurden die fünf Jahreskurven viermal hintereinander gelegt, um eine 20-Jahreskurve zu erzeugen. Der Ertrag der einzelnen Jahreskurven unterliegt zusätzlich einer zufälligen Schwankung von +/- 10 %, wobei alle 20 Jahre insgesamt durchschnittlich 1.000 kWh pro kWp pro Jahr erzeugen. Mit diesem Vorgehen wird gewährleistet, dass die zugrunde liegende Ertragskurve eine Durchschnittsertragskurve für Deutschland abbildet. Es wurde bewusst vermieden, auf vorhandene Durchschnittskurven zurückzugreifen, da solche i. d. R. keine Tagesschwankungen, z. B. durch Wolkenverschattungen, abbilden. 2.1.2, Mittlerer zu erwartender Jahresertrag: Der mittlere zu erwartende Jahresertrag beschreibt die Menge an kWh, die mit einer PV-Anlage näherungsweise im Durchschnitt jährlich erzeugt werden – er wird für das Programm benötigt. Dabei spielen die installierte Nennleistung, die Performance Ratio, der Aufstellungsort bzw. die mittlere Globalstrahlungsenergie am Aufstellungsort, sowie die Orientierung der PV-Module und deren Neigung eine Rolle. Im Folgenden werden diese Begriffe näher erläutert und in Zusammenhang zueinander gebracht. Dabei richtet sich die Berechnung des zu erwartenden Ertrags nach der DIN EN 61724. Die Berechnung wird ergänzt mit weiteren Bewertungsgrößen. Dieses Verfahren hat sich weltweit etabliert. Die installierte Nennleistung wird i. d. R. in kWp angegeben und beschreibt die Leistung unter genormten Testbedingungen. Diese Nennleistung entspricht in etwa der erzielten Leistung der PV-Anlage bei maximaler Sonneneinstrahlung in Deutschland [Laq03]. Die Performance Ratio beschreibt näherungsweise den Systemwirkungsgrad der PV-Anlage. D. h. sie drückt aus, wie viel des erzeugten PV-Strom im System verloren gehen, bzw. wie effizient eine Anlage arbeitet. Aktuell erreichen Anlagen, die in Deutschland errichten werden, eine Performance Ratio von etwa 80 bis 90 % [Fra13]. Dabei werden folgende Verluste berücksichtigt [Laq03]: - Abschattung, Schneebedeckung, Verschmutzung - Temperaturbedingte Generatorverluste - Wirkungsgradverluste bei schwacher Bestrahlung - Reflexion - Leitwiderstände der elektrischen Zuleitungen - Verluste durch Schutzdioden - Anpassungsverlust des Leistungsreglers - Wechselrichter-Verluste - Netzeinspeiseverluste

• Batteriespeicher

• Stromspeicher

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• Nachhaltigkeit

• Autarkie