Vortrag Maschinenring Straubing-Bogen - Photovoltaik und Stromspeicher in der Landwirtschaft
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Vortrag Maschinenring Straubing-Bogen Aiterhofen, 14.12.2022 Photovoltaik und Stromspeicher in der Landwirtschaft Dipl. Wirtsch. Ing. (FH) Alois Hadeier C.A.R.M.E.N. e.V.
Gliederung 5 Aktuelle Situation Photovoltaik Eigenverbrauchsoptimierung Batteriespeicher Post – EEG 5
Wie weit sind wir bei der Energiewende? Bruttoenergiebedarfe in TWh Anteil der erneuerbarer Energien am jeweiligen 6 1200 Bruttoenergiebedarf 50% 1000 Wärme 40% Strom 800 Verkehr 30% 600 20% 400 200 10% 0 0% 2011 2014 2017 2020 2011 2014 2017 2020 Bildquelle: C.A.R.M.E.N. e.V. 6
Ausbauziele Photovoltaik 400 GW bis 2040 7 Erforderlicher Zubau zur Erreichung der Ziele nach §4 EEG 25 400 Ausbauziele EEG Gesamtleistung 20 320 jährlicher Zubau [GW] 15 240 [GWp] 10 160 5 80 0 0 Eigene Darstellung nach Bundesnetzagentur, § 4 EEG 2023 7
Mittlere Stromgestehungskosten nach Energieträger 8 20 15 Ct/kWh 10 5 0 Quelle: Eigene Darstellung nach Daten https://www.ise.fraunhofer.de/de/ veroeffentlichungen/studien/studie-stromgestehungskosten-erneuerbare-energien.html (Juni 2021) 8
Preis- und Vergütungsentwicklung 5000 50 9 4000 40 3000 30 ct/kWh €/kWp 2000 20 1000 10 0 0 Installationskosten Einspeisevergütung Strompreis PV €/kWp (netto) PV
Vergütungssätze Fördermöglichkeiten 10 EEG 2023 ≤1 MWp: ≤100 kWp: >1 MWp: Geförderte Festvergütung Ausschreibungsverfahren Direktvermarktung Anzulegende Werte nach §48 EEG 2023 • gelten bereits bei Inbetriebnahme ab 30. Juli 2022 (§100 Abs. 14 EEG) • Pflicht zur Direktvermarktung bei über 100 kW installierter Leistung • keine Degression der anzulegenden Werte bis Januar 2024 • ab Februar 2024: halbjährliche Degression um 1 % (§ 49 EEG) • Wechsel Festvergütung – Direktvermarktung monatlich möglich (Fristen!) (§21c EEG 2023) 10
Vergütungssätze Gebäudeanlagen 11 Anzulegende Werte bei Überschusseinspeisung ab 01.01.2023 14,0 12,0 Installierte Anzulegender Leistung Wert 10,0 Cent/kWh 8,0 8,6 ≤ 10 kW 8,6 ct/kWh 6,0 7,5 6,2 6,2 6,2 ≤ 40 kW 7,5 ct/kWh 4,0 ≤ 1 MW 6,2 ct/kWh 2,0 0,0 Sonstige 7,0 ct/kWh ≤ 10 kW ≤ 40 kW ≤ 100 kW ≤ 400 kW ≤ 1 MW Anlagen ≤ 1 MW Installierte Leistung Verringerung des anzulegenden Wertes um 0,4 Cent/kWh bei Inanspruchnahme der festen Einspeisevergütung (§ 53 EEG)! Quelle: §48 Abs. 2 EEG 2023 11
Vergütungssätze Gebäudeanlagen 12 Anzulegende Werte bei Volleinspeisung ab 01.01.2023 14,0 Zuschlag für 12,0 4,8 Volleinspeisung Installierte Anzulegender 3,8 5,1 Leistung Wert 10,0 Cent/kWh 8,0 3,2 8,6 ≤ 10 kW 13,4 ct/kWh 1,9 6,0 7,5 6,2 6,2 6,2 ≤ 100 kW 11,3 ct/kWh 4,0 ≤ 400 kW 9,4 ct/kWh 2,0 0,0 ≤ 1 MW 8,1 ct/kWh ≤ 10 kW ≤ 40 kW ≤ 100 kW ≤ 400 kW ≤ 1 MW Installierte Leistung Schriftliche Mitteilung Netzbetreiber, wenn Volleinspeisung: • vor Inbetriebnahme der Anlage • fortlaufende Mitteilung: jeweils vor dem 1. Dez des vorangegangenen Jahres Quelle: § 48 Abs. 2a EEG 2023 und https://www.clearingstelle-eeg-kwkg.de/haeufige-rechtsfrage/228 12
Anlagenzusammenfassung 13 Betrieb mehrerer Anlagen • weiterhin Zusammenfassung der installierten Leistung mehrerer Anlagen zur Ermittlung der Vergütungshöhe, wenn… − sie sich auf demselben Gebäude, Grundstück, Betriebsgelände befinden und − innerhalb von 12 Monaten in Betrieb genommen wurden. Quelle: §24 EEG 2023 13
Anlagenzusammenfassung 14 Betrieb mehrerer Anlagen • ABER: Mehrere Anlagen können unter bestimmten Voraussetzungen auch bei Inbetriebnahme innerhalb eines Jahres separat vergütet werden (§ 48 Abs. 2a)! → „Anlagensplitting“ möglich! → Parallelbetrieb einer Volleinspeise- und einer Überschussanlage Voraussetzungen: − Module auf, an oder in demselben Gebäude − Abrechnung über separate Messeinrichtungen − fristgerechte Mitteilung an den Netzbetreiber (erstmalig im Jahr der Inbetriebnahme der zweiten Anlage vor Inbetriebnahme und fortlaufend vor dem 1.12. des jeweils vorangegangenen Jahres) Quelle: §48 Abs. 2a EEG 2023 und https://www.clearingstelle-eeg-kwkg.de/haeufige-rechtsfrage/228 14
Anzulegender Wert - Marktprämienmodell 15 Geförderte Stromdirektvermarktung („Marktprämienmodell“) > 100 kWp Strom Strombörse (EEX) Händler / Anlagenbetreiber Dienstleister Verkaufserlös Regelleistungs- markt Netzbetreiber Marktprämie = Endkunden, etc. ct/kWh Anzulegender Wert - Marktwert Solar Verkaufserlös abzgl. Vermarktungs- entgelt Bildquelle: C.A.R.M.E.N. e.V. 15
Monatsmarktwert 40 Solar (MWSolar) 16 35 Monatsmarktwert Solar [ct/kWh] 30 25 20 15 10 5 0 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Quelle: www.netztransparenz.de/EEG/Marktpraemie/Marktwerte 16
Weitere Änderungen 2023: 17 • Für Neuanlagen bis 30 kWp: Umsatzsteuersatz von 0 % * • Ertragssteuerbefreiung für PV Anlagen auf Einfamilienhäusern oder Gewerbeimmobilien bis 30 kWp, auch für Bestandsanlagen rückwirkend zum 1.1.2022 (bis 100 kWp pro Steuerperson) * • Wegfall der Begrenzung der Wirkleistung auf 70 % für Neuanlagen bis 25 kWp ab 14.09.22; Wegfall für Bestandsanlagen bis 7 kWp, ansonsten ab Einführung intelligenter Messysteme (bis 30 kWp) * Vorbehaltlich Bundesratsbeschluss Jahressteuergesetz 17
Gliederung 18 Aktuelle Situation Photovoltaik Eigenverbrauchsoptimierung Batteriespeicher Post - EEG 18
Kriterien bei der Anlagenplanung 19 - Ausrichtung: - Süd: Maximale Gesamterträge, hohe Mittagsspitzen, „Kannibalisierungstendenz“ - Ost/West: Maximaler Eigenverbrauch, gleichmäßigere Ertragsverteilung - Nord: Bei geringer Dachneigung auch möglich - Dachneigung: - Geringe DN: geringerer Einfluss der Ausrichtung, geringerer Selbstreinigungseffekt (am besten über 12° DN) - Höhere DN: Maximale Erträge im Winter - Verschattung: „Harte“ Schatten aussparen, bei „weichem“ Schatten: Verschattungsmanagement 19
Modulausrichtung 20 Bildquelle: C.A.R.M.E.N. e.V. 20
0:00 0:30 1:00 1:30 2:00 2:30 3:00 3:30 4:00 4:30 5:00 5:30 6:00 6:30 7:00 7:30 Bildquelle: C.A.R.M.E.N. e.V. 8:00 8:30 9:00 9:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 werden? - Tagesansicht 13:30 14:00 14:30 15:00 15:30 16:00 16:30 17:00 17:30 18:00 18:30 19:00 19:30 Südausrichtung 20:00 20:30 21:00 21:30 21 22:00 22:30 Wann kann Energie aus Sonne gewonnen 23:00 23:30 21
0:00 0:30 1:00 1:30 2:00 2:30 3:00 3:30 4:00 4:30 5:00 5:30 6:00 6:30 7:00 7:30 Bildquelle: C.A.R.M.E.N. e.V. 8:00 8:30 9:00 9:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 werden? - Tagesansicht 13:30 14:00 14:30 15:00 15:30 16:00 16:30 17:00 17:30 18:00 18:30 19:00 19:30 Südausrichtung 20:00 20:30 21:00 21:30 22 22:00 22:30 Wann kann Energie aus Sonne gewonnen 23:00 23:30 Ost-West-Ausrichtung 22
0:00 0:30 1:00 1:30 2:00 2:30 3:00 3:30 4:00 4:30 5:00 5:30 6:00 6:30 7:00 Quelle: C.A.R.M.E.N. e.V. 7:30 8:00 8:30 9:00 9:30 10:00 10:30 11:00 11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:30 15:00 15:30 16:00 16:30 17:00 17:30 18:00 18:30 19:00 19:30 Südausrichtung 20:00 20:30 21:00 PV-Erzeugungsprofile nach Ausrichtung 21:30 23 22:00 22:30 23:00 23:30 Ost-West-Ausrichtung Bifaciale- 23 Nord-Süd- senkrechte Bauweise in Orientierung
Autarkie vs. Eigenversorgung Eigenverbrauchsquote = Autarkiegrad = 24 ℎ ℎ ℎ Eigenverbrauch Gesamte Eigenverbrauch Erzeugung Gesamter Verbrauch 1.000 kWh Eigenverbrauch 1.000 kWh Eigenverbrauch Beispiel: 5.000 kWh Erzeugung 3.000 kWh Verbrauch 20 % 33 % 24
Eigenverbrauchsoptimierung 25 Leistung Eigene Darstellung 25
Tageslastgang ZS-Betrieb 26 26
Tageslastgang AMS-Betrieb 27 Quelle: Neiber / LfL 27
Tageslastgang Melkstand-/ Anbindebetrieb 28 Quelle: Neiber/LfL 28
Erhöhung des Eigenverbrauches 29 • Stromverbrauch an Erzeugung anpassen (z.B. Getreide schroten, Gülle pumpen, Spaltenschieber laden, Reinigung AMS,…) • Elektrifizierung: Strom als Energiequelle ist billiger als Kraftstoff! z.B. E-Futtermischer, elektrischer Futterschieber, Spaltenschieber, Motorsäge • Speicherung (Batteriespeicher, Warmwasser oder Eiswasser) 29
Lastprofil BDEW Landwirtschaft L1 - 1 Verteilung Stromverbrauch (Jahreszeitlich) 32 10,0% 9,0% 8,0% 7,0% 6,0% 5,0% 4,0% 3,0% 2,0% 1,0% 0,0% 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Anteil Stromverbrauch - monatsbezogen 32
Lastprofil BDEW Landwirtschaft L1- 2 Stromverbrauch + PV-Ertrag (Jahreszeitlich) 33 5000 4500 4000 3500 3000 [kWh] 2500 2000 1500 1000 500 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Verbrauch PV-Ertrag 33
Lastprofil BDEW Landwirtschaft L1- 3 Gleichzeitiger Stromverbrauch + PV-Ertrag (Jahreszeitlich) 34 5000 4500 4000 3500 3000 [kWh] 2500 2000 1500 1000 500 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Verbrauch PV-Ertrag Eigenverbrauch Netzeinspeisung 34
Lastprofil BDEW Landwirtschaft L1- 4 Verteilung Stromverbrauch (Tageszeitlich, April) 35 10,0% 9,0% 8,0% 7,0% 6,0% 5,0% 4,0% 3,0% 2,0% 1,0% 0,0% 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 Anteil Stromverbrauch - stundenbezogen Daten aus Simulation 35
Lastprofil BDEW Landwirtschaft L1- 5 Stromverbrauch + PV-Ertrag (Sonnentag Juni) 36 30 25 20 [kWh] 15 10 5 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 Verbrauch PV-Erzeugung Daten aus Simulation 36
Lastprofil BDEW Landwirtschaft L1- 6 Stromverbrauch + PV-Ertrag (Sonnentag Januar) 37 9 8 7 6 [kWh] 5 4 3 2 1 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 Verbrauch PV-Erzeugung Daten aus Simulation 37
Wirtschaftlichkeit – Dachanlage - Standard Installierte Leistung: 30 kWp, Stromverbrauch: 28.000 kWh/a 38 Stromerzeugung Investitionskosten 32.040 kWh/a 1.617 €/a 30 kWp á 1.300 €/kWp Einspeisevergütung 21.695 kWh/a á 7,47 ct/kWh 39.000 € Lastprofil: BDEW Landwirtschaft L1 (Milchvieh) Betriebskosten Eigenverbrauch 10.381 kWh/a 578 €/a Eigenverbrauchsanteil: 32,4 % Autarkiegrad: 37,1 % 3.633 €/a Annahmen: statische Berechnung, Zeitraum: 20 a, Strombezugspreis: 0,35 €/kWh, Netto-Preise, keine weitere Berücksichtigung von Umsatz- und Ertragssteuern Amortisationszeit: Gewinn / Verlust: Stromgestehungskosten 8,3 a 2.723 €/a (LCOE): 9,78 ct/kWh Eigene Berechnung, Simulation mit PV*Sol Bildquelle: C.A.R.M.E.N. e.V. 38
Wirtschaftlichkeit: Ergebnis bei Veränderung PV 40 Wie verändert sich das Ergebnis bei einer 10 %-igen Änderung von Investitionskosten und Eigenverbrauchsanteil? Eigenverbrauchsanteil Investitionskosten 29,2 % 32,4 % 35,6 % GuV pro Jahr / Amortisationszeit 1.170 €/kWp 2.918 € / 7,5 a 1.300 €/kWp 2.441 € / 8,9 a 2.723 € / 8,3 a 2.596 € / 7,9 a GuV ± 10,4 % 1.430 €/kWp 2.528 € / 9,2 a GuV ± 7,2 % 40
Wirtschaftlichkeit – 50 kW Volleinspeisung Installierte Leistung: 50 kWp 41 Stromerzeugung Investitionskosten 57.128 kWh/a 6.517 €/a 50 kWp á 1.300 €/kWp Einspeisevergütung 37.315 kWh/a á 11,32 ct/kWh 65.000 € Betriebskosten 975 €/a Annahmen: Zeitraum: 20 a, Inflation: 2 %, Netto-Preise, keine weitere Berücksichtigung von Umsatz- und Ertragssteuern, ohne Finanzierungskosten Amortisationszeit: Kum. Cashflow (20a): Stromgestehungskosten: 13,9 a 25.716 € 8,75 ct/kWh Eigene Berechnung, Simulation mit PV*Sol Bildquelle: C.A.R.M.E.N. e.V. 41
Wirtschaftlichkeit – 50 kW Volleinspeisung + FK Installierte Leistung: 50 kWp 42 Stromerzeugung Investitionskosten 57.128 kWh/a 6.517 €/a 50 kWp á 1.300 €/kWp Einspeisevergütung 37.315 kWh/a á 11,32 ct/kWh 65.000 € Betriebskosten Inkl. Finanzierung: 975 €/a 100 % Fremdkapital, 20a 4 % FK-Zins Annahmen: Zeitraum: 20 a, Inflation: 2 %, Netto-Preise, keine weitere Berücksichtigung von Umsatz- und Ertragssteuern Amortisationszeit: Kum. Cashflow (20a): Stromgestehungskosten: 17,1 a 13.532 € 9,93 ct/kWh Eigene Berechnung, Simulation mit PV*Sol Bildquelle: C.A.R.M.E.N. e.V. 42
Wirtschaftlichkeit: Ergebnis bei Veränderung 43 Wie verändert sich das Ergebnis bei einer 10 %-igen Änderung der Investitionskosten? Kumulierter Strom- Amortisations- Investitionskosten Cashflow gestehungs- zeit (20a) kosten 1.170 €/kWp 14,7 a 23.258 € 8,94 ct/kWh 1.300 €/kWp 17,1 a 13.532 € 9,93 ct/kWh 1.430 €/kWp 19,8 a 3.806 € 10,93 ct/kWh Cashflow ± 72 % Werte inkl. Finanzierungskosten (20a, 4%) 43
Gliederung 44 Aktuelle Situation Photovoltaik Eigenverbrauchsoptimierung Batteriespeicher Post - EEG 44
C.A.R.M.E.N.-Marktübersicht Batteriespeicher 45 • Seit 2014 • Jährliche Aktualisierung • Kostenlos online verfügbar • Vergleich verschiedener Batteriespeichersysteme Bildquelle: C.A.R.M.E.N. e.V. 45
C.A.R.M.E.N.-Marktübersicht Batteriespeicher 2022 46 Version 2022 • Über 400 Systeme • 27 Hersteller Download unter https://www.carmen-ev.de/service/marktueberblick/marktuebersicht-batteriespeicher/ Bildquelle: C.A.R.M.E.N. e.V. 46
EV-Optimierung: Stromspeicher 47 Wirtschaftlichkeit abhängig von: • Preis und Betriebskosten • Lebensdauer und Alterung • Peak-Shaving bei Leistungspreis • Vollzyklen/a • Wirkungsgrad • Strompreis • PV-Vergütung • Notstromfähigkeit (Minimierung von Kosten durch Stromausfall) • … 47
Dimensionierung eines Batteriespeichers 48 Faustformel für eine eigenverbrauchsoptimierte Auslegung je 1 kWh Speicher-Nutzkapazität pro 1.000 kWh Stromverbrauch bei 1 kWp PV-Leistung Bildquelle: HTW Berlin, Volker Quaschning 48
Notstromversorgung durch Batteriespeicher • Notstromversorgung: 49 Steckdose am Speicher, einzelne Stromverbraucher können angeschlossen werden; • Backup-Fähigkeit / Ersatzstromversorgung: Stromversorgung bei Stromausfall; häufig muss dafür Schalter umgelegt werden; bei einphasigen Systemen kann nicht der gesamte Haushalt mit Notstrom versorgt werden; • Unterbrechungsfreie Stromversorgung („USV“): kontinuierliche Stromversorgung (Umstellung in Millisekunden) für den gesamten Haushalt bei Stromausfall; 49
Beispiel Messkonzept mit AC-Speicher Verteilnetz 50 • Speicherbeladung ohne Netzbezug Stromzähler • Keine Speicherentladungen in das öffentliche Netz • Energieflussrichtungssensor (EnFluRi-Sensor): EnFluRi-Sensor Sicherstellung, dass ausschließlich Strom aus der EEG-Anlage eingespeist wird • ohne Eigenverbrauchs- vergütung bzw. WR Erzeugungszähler Verbraucher Photovoltaik-Anlage AC-Speicher Darstellung: C.A.R.M.E.N. e.V. 50
Beispiel: Messkonzept mit DC-Speicher Verteilnetz 51 • Beladung über Stromzähler Hybridwechselrichter • Keine Speicherentladungen in das öffentliche Netz • Installation zusammen mit PV EnFluRi-Sensor • Komponenten müssen aufeinander abgestimmt sein Verbraucher Photovoltaik-Anlage DC-Speicher Darstellung: C.A.R.M.E.N. e.V. 51
DC- und AC gekoppelte Speichersysteme 52 DC-Speicher • Hybrid-Wechselrichter: Wechselrichter + Laderegler • Ein- und Ausspeicherung des Gleichstroms (DC) ohne Umwandlung ✓ tendenziell geringere Umwandlungsverluste ✓ geringer Platzbedarf − i. d. R. nur für Neuinstallationen geeignet (aufwändiges Nachrüsten), geringe Flexibilität AC-Speicher • Anschluss Speicher an Hausstromnetz • PV- und Batteriewechselrichter • Laderegler wandelt AC bei Beladen in DC Strom um ✓ einfaches Nachrüsten, höhere Flexibilität, freie Skalierbarkeit − zusätzlicher WR (Kosten, tendenziell höhere Wandlungsverluste) 52
Wirtschaftlichkeit – mit Stromspeicher Installierte Leistung: 30 kWp, Speicherkapazität: 31,5 kWh, Stromverbrauch: 28.000 kWh/a 53 Investitionskosten PV 30 kWp á 1300 €/kWp Stromerzeugung 39.000 € 32.040 kWh/a 1.010 €/a Einspeisevergütung Investitionskosten 13.521 kWh/a á 7,47 ct/kWh Lastprofil: BDEW Speicher Landwirtschaft 31,5 kWh á 921 €/kWh L1 (Milchvieh) Eigenverbrauch 29.000 € 18.519 kWh/a Eigenverbrauchanteil: 57,8 % Betriebskosten Autarkiegrad: 64,1 % 924 €/a 6.280 €/a Annahmen: statische Berechnung, Zeitraum: 20 a, Strombezugspreis: 0,35 €/kWh, Netto-Preise, keine weitere Berücksichtigung von Umsatz- und Ertragssteuern, bei Autarkiegrad: Einbeziehung der Speicherverluste Speicherungskosten Amortisationszeit: Gewinn / Verlust: Stromgestehungskosten (LCOS): 31,59 ct/kWh, 10,7 a 2.966 €/a (LCOE): 16,73 ct/kWh statisch: 26,10 ct/kWh Eigene Berechnung, Simulation mit PV*Sol Bildquelle: C.A.R.M.E.N. e.V. 53
Wirtschaftlichkeit: Ergebnis bei Veränderung 1 54 Wie verändert sich das Ergebnis bei einer Änderung der Speicherkapazität? Gewinn/Verlust Amortisations- Speicherkapazität EV-Anteil p.a. zeit 22,1 kWh 51,2 % 2.882 € 10,2 a 31,5 kWh 57,8 % 2.966 € 10,7 a 35,3 kWh 59,3 % 2.495 € 11,0 a 54
Wirtschaftlichkeit: Ergebnis bei Veränderung 2 55 Wie verändert sich das Ergebnis bei einer 10 %-igen Änderung des Bezugsstrompreises? Bezugsstrompreis Gewinn/Verlust p.a. Amortisationszeit 31,5 ct/kWh 2.337 € 11,9 a 35 ct/kWh 2.966 € 10,7 a 38,5 ct/kWh 3.594 € 9,7 a ± 21 % 55
Wirtschaftlichkeit: Ergebnis bei Veränderung 3 56 Wie verändert sich das Ergebnis bei einer 10 %-igen Änderung der spezifischen Investitionskosten für den Stromspeicher? Spez. Invest Speicher Gewinn/Verlust p.a. Amortisationszeit LCOS 829 €/kWh 3.143 € 10,2 a 28,48 ct/kWh 921 €/kWh 2.966 € 10,6 a 31,59 ct/kWh 1.013 €/kWh 2.783 € 11,2 a 34,79 ct/kWh ±6% ± 10 % 56
Fazit Stromspeicher 58 • Marktentwicklung bleibt dynamisch • Auslegung des Speichers in Abhängigkeit des jährlichen Stromverbrauchs und der zur Verfügung stehenden PV-Leistung • Wirtschaftlichkeit muss im Einzelfall geprüft werden; Preistendenz langfristig sinkend • Kaufentscheidung ist nicht zwangläufig abhängig von der Wirtschaftlichkeit 58
Gliederung 59 Aktuelle Situation Photovoltaik Eigenverbrauchsoptimierung Batteriespeicher Post - EEG 59
EEG-Förderende 60 Ausgeförderte Grundsätzliche PV-Anlage Möglichkeiten: Rückbau oder Rückbau oder Überschusseinspeisung Volleinspeisung Repowering Repowering Anschlussförderung Anschlussförderung bis 2027 (≤100 kWP) bis 2027 (≤100 kWP) Fokus auf Direktvermarktung Umrüstung auf Eigenverbrauch oder Direktlieferung Eigenverbrauch 60
Option 1: EEG-Anschlussvergütung 63 Statische Beispielrechnung Installierte Leistung 4 kWp 6 kWp 10 kWp • Weiterführung Volleinspeisung mit EEG-Anschlussvergütung Anschlussvergütung* +249 € +374 € +623 € • Weiterbetrieb für fünf Jahre Versicherung - 70 € - 80 € -100 € • Annahme Anschlussvergütung: 7 ct/kWh Wartung -80 € -90 € -110 € Jährliche Bilanz (5a) +99 € +204 € +413 € *spezifischer Ertrag Jahr 21-25: 890 kWh/kWp 63
Option 1: EEG-Anschlussvergütung 64 Statische Beispielrechnung Installierte Leistung 4 kWp 6 kWp 10 kWp • Weiterführung Volleinspeisung mit EEG-Anschlussvergütung Anschlussvergütung* +249 € +374 € +623 € • Weiterbetrieb für fünf Jahre Versicherung - 70 € - 80 € -100 € • Annahme Anschlussvergütung: 7 ct/kWh Wartung -80 € -90 € -110 € Jährliche Ergebnis (5a) +99 € +204 € +413 € Höhe der Jahreskosten? + keine Zusatzkosten • Versicherung +/- abhängig vom JW Solar Zustand der Anlage? - Förderende bereits 2027 • Wechselrichtertausch? - größere Investitionen können v.a. bei • Wartung + Reparaturen? kleinen Anlagen < 5 kWp nicht • Anlagencheck (ca. 400 €)? refinanziert werden! *spezifischer Ertrag Jahr 21-25: 890 kWh/kWp 64
Option 2: Sonstige Direktvermarktung 65 Vergütung durch Direktvermarkter • Anlagenbetreiber erhält Vergütung nach Börsenstrompreis abzüglich Vermarktungsentgelte • Individuelle Vermarktungspauschale und Gebühren Messtechnik • ¼-Stunden-Messung und Fernauslesung (Smart Meter Gateway, RLM-Zähler) • Fernsteuerung durch Direktvermarkter (einmalig ca. 400 – 1.000 €) Wechsel in die Direktvermarktung • Fristgerechter Wechsel der Vermarktungsart (Anzeigepflicht beim Netzbetreiber) • Beginn Direktvermarktung mit Beginn des übernächsten Monats 65
Option 2: Sonstige Direktvermarktung 66 Herausforderungen • aktuell wenige Angebote für kleine Anlagen • künftig hohe Zahl ausgeförderter Anlagen im kleinen Leistungsbereich bei gleichzeitig geringem Interesse der Direktvermarkter • teilweise nur regional (z. B. best. Stadtwerke) und mit best. Anforderungen verbunden • Kosten und Gebühren sehr unterschiedlich (bei kleinen Anlagen im Verhältnis zur Leistung häufig sehr hoch) • Umstellung auch für kleine Anlagen i.d.R. mit Umrüstkosten für Messtechnik und Fernsteuerung verbunden 66
Option 3: Stromlieferung 67 PPA (Power Purchase Agreement) • Stromlieferverträge zwischen Stromproduzent und Abnehmer (Unternehmen oder EVU) • Vertragsdauer häufig 2 – 10 Jahre • On-Site PPA: physische Stromlieferung ohne Nutzung des öffentlichen Stromnetzes • Off-Site PPA: bilanziell über das öffentliche Stromnetz → i.d.R. voll umlagebelastet Direktlieferung • Anlagenbetreiber organisiert Gesamtstromlieferung • Rechte und Pflichten eines Energieversorgers • Beispiel Mieterstrom → für kleine Post-EEG-Anlagen derzeit kaum sinnvolle Möglichkeiten 67
Weiterbetriebsoptionen bei Volleinspeisung 68 Ausgeförderte Rückbau oder Volleinspeise-Anlage Neubau Option 1: Option 2: Option 3: Stromlieferung EEG-Anschlussförderung Direktvermarktung • für Anlagen bis 100 kWP • Vergütung nach den • PPA • Abh. vom JW Solar Börsenstrompreisen • Direktlieferung ohne • 2021: ca. 7,15 ct/kWh Netznutzung • weiterhin Vergütung • keine zwingenden Maß- • kaum Angebot für → für kleine Post-EEG- nahmen erforderlich kleine Anlagen Anlagen derzeit kaum • bis Ende 2027 begrenzt • Investitionen Mess- und sinnvolle Möglichkeiten → Anlagenzustand und Steuerungstechnik -größe beachten! • Gebühren und Entgelte → oft erst ab ca. 30 kWp wirtschaftlich 68
Option 4: Umstellung auf Eigenverbrauch 69 Voraussetzungen • Zählertausch: Umstellung Messkonzept auf Zweirichtungszähler • Neuverkabelung • keine Neu-Inbetriebnahme: keine Ertüchtigung des WR oder Netzanschlusses gemäß aktueller Anwendungsregeln • Ummeldung Netzbetreiber und Marktstammdatenregister Umstellung eines einfachen Messkonzepts für den Eigenverbrauch: Darstellung: C.A.R.M.E.N. e.V. 69
Umstellung auf Eigenverbrauch 70 Kosten Kosten sind abhängig von… • erforderliche Elektroarbeiten • Kosten für den Zählertausch • Art des Messsystems • Ertüchtigung/Austausch Zählerschrank → ca. 300 – 750 € ohne neuen Zählerschrank 70
Umstellung auf Eigenverbrauch 73 Herausforderungen • mit Kosten für die Umrüstung verbunden • mit dem Alter der Anlage steigen Reparatur- und Ersatzkosten • derzeit kaum Veräußerungsmöglichkeiten des Überschussstroms kleiner Anlagen (nach Anschlussförderung) • häufig nur bei entsprechendem Eigenverbrauch sinnvoll Fragen: Umrüstung, wenn… • Kosten für die Umrüstung? • Kosten moderat • Zustand der Anlage und • Anlage noch mehrere Jahre Elektroinstallation? betrieben werden kann • Eigenverbrauchsanteile? • hoher Eigenverbrauch oder • Erlös für Stromeinspeisung (nach Potential zur Steigerung besteht Anschlussvergütung)? 73
Fazit 74 Zusammenfassung • Großteil Post-EEG-Anlagen < 10 kWp • Anschlussvergütung bis 2027 für Anlagen bis 100 kWp • geringe Stromgestehungskosten Post-EEG-Anlagen • Anlagencheck wird empfohlen • Umstellung auf Eigenverbrauch unter best. Voraussetzungen wirtschaftlich darstellbar • Umstellung frühzeitig vornehmen • Potentiale zur Steigerung des Eigenverbrauchs ausnutzen • Speicherung kann sinnvoll sein, abh. von Investitionen, Nutzungsdauer, Eigenverbrauch … (einzelfallbezogen) • Direktvermarktung möglich, aber aktuell noch wenige Angebote für kleine Anlagen 74
Fazit 75 Wichtigste Möglichkeiten • (vorerst) Weiterbetrieb mit Anschlussvergütung • Direktvermarktung • Umstellung auf Eigenverbrauch und ggf. Speicherung • Rückbau/Neuanlage 75
Vortrag Maschinenring Straubing-Bogen Aiterhofen, 14.12.2022 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit Alois Hadeier C.A.R.M.E.N. e.V. Schulgasse 18, 94315 Straubing Tel: 09421/960-300 contact@carmen-ev.de www.carmen-ev.de
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