Vortrag Maschinenring Straubing-Bogen - Photovoltaik und Stromspeicher in der Landwirtschaft

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.

C.A.R.M.E.N. e.V.

Das Centrale Agrar-Rohstoff Marketing- und Energie-Netzwerk

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
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 11:30
 12:00
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 13:00
 werden? - Tagesansicht

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 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
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 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
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 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