Anfang des Jahres 2012 hat es auf dem Photovoltaik (PV)-Markt eine wichtige Wendung gegeben.
Erstmals fiel die staatliche Einspeisevergütung für PV-Strom unter den Brutto-Strompreis
für Privathaushalte. Voraussichtlich wird dieser Trend in den kommenden Jahren zunehmen,
was aus wirtschaftlicher Sicht den Verbrauch von selbst produziertem PV-Strom immer interessanter
macht. So gilt es zukünftig bei der Installation einer PV-Anlage darauf zu achten, den
Eigenverbrauch zu erhöhen, um dadurch von dieser Entwicklung zu profitieren. Dazu gibt es
grundsätzlich zwei Möglichkeiten:
Auf der einen Seite besteht die Option, den Stromverbrauch zeitlich am Ertrag der PV-Anlage
zu orientieren. Dabei ist jedoch die Tatsache zu berücksichtigen, dass die meisten Haushalte
auch abends und nachts Strom verbrauchen und die Kopplung des Stromverbrauchs an den
Ertrag somit nie in ganzem Umfang zu realisieren ist.
Eine andere Möglichkeit ist es, einen Energiespeicher zu installieren. Dieser speichert den überschüssigen
Strom und gibt ihn zu Zeiten, in denen der Ertrag zu gering ausfällt, wieder ab.
So kann auch auch bei Dunkelheit der selbst erzeugte Strom verbraucht werden. Dadurch wird
der Besitzer einer solchen PV-Speicher-Kombination unabhängiger vom Strommarkt und den
voraussichtlich steigenden Strompreisen, er steigert also seinen Autarkiegrad.
Diese Arbeit beschäftigt sich mit dieser Variante der Eigenverbrauchssteigerung, wobei in Zukunft
ein Zusammenspiel von beiden Möglichkeiten nötig sein wird, um den Eigenverbrauch
bestmöglich zu steigern.
CD-Rom nicht im Lieferumfang enthalten
INHALTSVERZEICHNIS
Abbildungsverzeichnis
Abkürzungsverzeichnis
1 Einleitung
1.1 Zielsetzung und Fragestellung
1.2 Struktur der Arbeit
1.3 Solar-Decathlon und Ecolar-Home
2 Daten, Grundlagen und Szenarien für das Programm
2.1 PV-Anlage
2.1.1 Ertragskurve
2.1.2 Mittlerer zu erwartender Jahresertrag
2.1.3 Degradation
2.2 Energiespeicher
2.3 Verbrauchskurven
2.4 Szenarien
2.4.1 Haushaltsstrompreise und Einspeisevergütungen
2.4.2 Kosten pro Kilowatt Peak PV-Anlagenleistung
2.4.3 Kosten pro Kilowattstunde Speicherkapazität
2.5 Grundlagen zur Wirtschaftlichkeitsbetrachtung
2.5.1 Tilgungszuschuss
2.5.2 Kreditkosten
2.5.3 Betriebskosten
2.5.4 Rendite
2.5.5 Gesamtkosten
2.5.6 Amortisationszeit
2.5.7 Stromgestehungskosten
2.5.8 Kosten pro gespeicherte Kilowattstunde
2.6 Eigenverbrauchsanteil und Autarkiegrad
2.7 Parameterliste
3 Das MatLab®-Programm
3.1 Aufbau
3.2 Erläuterung der einzelnen Programmteile
3.2.1 Initialisierung
3.2.2 Berechnungen vorab
3.2.3 Minütliche Rechenschritte
3.2.4 Monatliche Rechenschritte
3.2.5 Quartalsweise Rechenschritte
3.2.6 Jährliche Rechenschritte
3.2.7 Endberechnung
3.3 Weiterführende Aufgaben
3.3.1 Erweiterungen des Programms
3.3.2 Programmierung eines autonomen Programms mit Benutzeroberfläche
4 Programmanwendung
4.1 Mittelfristige Marktanalyse
4.1.1 Rendite
4.1.2 Amortisationszeit
4.1.3 Stromgestehungskosten
4.1.4 Speicherkosten pro Kilowattstunde
4.2 Eigenverbrauchsanteil und Autarkiegrad
5 Vorschläge zur Energiespeicherwahl für das Ecolar-Home
6 Diskussion
7 Zusammenfassung und Fazit
Literatur
Anhang
A.1DatenLastprofil(Beispiel)
A.2 Globalstrahlungskarte Deutschland
A.3 Speicherkostentabelle
A.4AbbildungenzurmittelfristigenMarktanalyse
A.4.1Rendite
A.4.2Amortisationszeit
A.5 CD-ROM: Elektronische Version der Arbeit im PDF-Format, MatLab®-Code und Lastprofile
Abbildungsverzeichnis
Abb. 1: Haushaltsstrompreis versus Einspeisevergütung, Daten s. [Bun13a] [Bun13b]
Abb. 2: Innenansicht Ecolar-Home in Madrid [ECO12]
Abb.3:GrundrissEcolar-Homemöbliert[ECO12]
Abb. 4: Beispielausschnitt einer Ertragskurve - Aprilwoche 2012
Abb. 5: Korrekturfaktor für Neigung und Orientierung einer PV-Anlage in Baden-Württemberg [Laq03]
Abb. 6: Lastprofil der Sommerwoche - Zweipersonenhaushalt
Abb. 7: Entwicklung und Szenarien zum Haushaltsstrompreis und zur Einspeisevergütung, Daten s. [NPN+12] [R2B12] [Fra13] [Ins12]
Abb. 8: Szenarien zur Systempreisentwicklung von PV-Anlagen [Eur12]
Abb.9:SzenariozuSystempreisenvonPV-Anlagenbis10kWp,Datens.[Eur12]
Abb. 10: Kosten pro gespeicherte kWh und Trendlinie, berechnet aus Herstellerangaben (jede Farbe steht für das Produkt/die Produkte eines Herstellers), Daten s. [SP13]
Abb. 11: Szenario zu Systempreisen bis 10 kWp, Daten s. [Eur12]
Abb. 12: Struktogramm - Aufbau der Prozeduren
Abb. 13: Struktogramm - Prozedur 1: Initialisierung
Abb.14:Struktogramm–Prozedur2:Berechnungenvorab
Abb. 15: Struktogramm – Prozedur 3: minütliche Rechenschritte
Abb. 16: Struktogramm - Prozedur 4: monatliche Rechenschritte
Abb. 17: Struktogramm – Prozedur 5: quartalsweise Rechenschritte
Abb. 18: Struktogramm - Prozedur 6: jährliche Rechenschritte
Abb. 19: Struktogramm - Prozedur 7: Endberechnung
Abb. 20: Entwicklung und Szenarien zum Haushaltsstrompreis und zur Einspeisevergütung, Daten s. [NPN+12] [R2B12] [Fra13] [Ins12]
Abb. 21: Rendite mit Speicher: 2018, Vierpersonenhaushalt, Strompreisszenario HIS (Historisch), ESV 1
Abb. 22: Rendite mit Speicher - Heute, bei 10 kWp PV-Leistung, Zwei- und Vierpersonenhaushalt, alle Strompreisszenarien
Abb. 23: Rendite mit Speicher - 2018, bei 2-3 kWp PV-Leistung, Zwei- und Vierpersonenhaushalt, alle Strompreisszenarien
Abb. 24: Rendite ohne Speicher - 2018, 2-10 kWp PV-Leistung, Zwei- und Vierpersonenhaushalt, alle Strompreisszenarien
Abb. 25: Stromgestehungskosten mit Speicher - Heute, 2015 und 2018; bei 2, 6 und 10 kWp PV- Leistung
Abb. 26: Stromgestehungskosten ohne Speicher - Heute, 2015 und 2018; bei kWp
Abb. 27: Speicherkosten pro kWh bei 10 kWp PV-Leistung
Abb. 28: Speicherkosten pro kWh bei 2 kWp PV-Leistung
Abb. 29: Autarkiegrad insgesamt, mit Speicher, Zweipersonenhaushalt, Nennkapazität Speicher 1-20 kWh, PV-Leistung 1-15 kWp
Abb. 30: Eigenverbrauchsanteil insgesamt, mit Speicher, Zweipersonenhaushalt, Nennkapazität Speicher 1-20 kWh, PV-Leistung 1-15 kWp
Abb. 31: Monatlicher Eigenverbrauchsanteil und Autarkiegrad, mit Speicher, Zwei- und Vierpersonenhaushalt, bei einer PV-Leistung von 10 kWp und einer Nennkapazität des Speichers von 5 kWh
Abb. 32: Monatlicher Eigenverbrauchsanteil und Autarkiegrad, nur PV, Zwei- und Vierpersonenhaushalt, bei einer PV-Leistung von 10 kWp
Abb. 33: Eigenverbrauchsanteil und Autarkiegrad, nur PV, Zwei- und Vierpersonenhaushalt
Abb. 34: Möglicher Eigenverbrauchsanteil und Autarkiegrad für das aktuelle Ecolar-Home (13,3 kWp) bei Nachrüstung mit Speicher
Abkürzungsverzeichnis
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
1 Einleitung
Anfang des Jahres 2012 hat es auf dem Photovoltaik (PV)-Markt eine wichtige Wendung gegeben. Erstmals fiel die staatliche Einspeisevergütung für PV-Strom unter den Brutto-Strompreis für Privathaushalte. Voraussichtlich wird dieser Trend in den kommenden Jahren zunehmen, was aus wirtschaftlicher Sicht den Verbrauch von selbst produziertem PV-Strom immer interessanter macht. So gilt es zukünftig bei der Installation einer PV-Anlage darauf zu achten, den Eigenverbrauch zu erhöhen, um dadurch von dieser Entwicklung zu profitieren. Dazu gibt es grundsätzlich zwei Möglichkeiten:
Auf der einen Seite besteht die Option, den Stromverbrauch zeitlich am Ertrag der PV-Anlage zu orientieren. Dabei ist jedoch die Tatsache zu berücksichtigen, dass die meisten Haushalte auch abends und nachts Strom verbrauchen und die Kopplung des Stromverbrauchs an den Ertrag somit nie in ganzem Umfang zu realisieren ist.
Eine andere Möglichkeit ist es, einen Energiespeicher zu installieren. Dieser speichert den überschüssigen Strom und gibt ihn zu Zeiten, in denen der Ertrag zu gering ausfällt, wieder ab. So kann auch auch bei Dunkelheit der selbst erzeugte Strom verbraucht werden. Dadurch wird der Besitzer einer solchen PV-Speicher-Kombination unabhängiger vom Strommarkt und den voraussichtlich steigenden Strompreisen, er steigert also seinen Autarkiegrad.
Diese Arbeit beschäftigt sich mit dieser Variante der Eigenverbrauchssteigerung, wobei in Zukunft ein Zusammenspiel von beiden Möglichkeiten nötig sein wird, um den Eigenverbrauch bestmöglich zu steigern.
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abb. 1: Haushaltsstrompreis versus Einspeisevergütung, Daten s. [Bun13a] [Bun13b]
Die Installation vieler Energiespeicher könnte sogar positive Synergieeffekte auf die Stromversorgung im Allgemeinen haben. So würden beispielsweise die PV-Ertragsspitzen an sonnigen Tagen zur Mittagszeit in Energiespeicher umgeleitet und dadurch könnte das gesamte Stromnetz[1] entlastet werden. Viele solcher kleiner Energiespeicher könnten, neben anderen Speichertechniken, wie z. B. Pumpspeicherkraftwerken, Druckluftspeichern oder Wasserstoffspeichern, helfen die Ertragsschwankungen des Energiemixes der Zukunft[2] besser zu regulieren. Demnach ist ein hoher Eigenverbrauchsanteil bei PV-Anlagenbetreibern auch aus volkswirtschaftlicher Sicht besonders interessant.
Seit dem 01.05.2013 können stationäre Batteriespeichersysteme[3] für PV-Anlagen durch einen Kredit der Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) finanziert werden. Außerdem werden bis zu 30% der Anschaffungskosten eines solchen Energiespeichers vom Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) mittels eines Tilgungszuschusses gefördert. So soll der Markt für PV-Energiespeicher angeregt und die Entwicklung der Speicher beschleunigt werden [Kre13b].
Die Auslegung eines Energiespeichers kann nach unterschiedlichen Gesichtspunkten erfolgen: Erstens mit dem Ziel ökonomischen Erfolg zu haben, zweitens mit der Absicht einen möglichst hohen Eigenverbrauchsanteil zu erreichen, oder drittens mit dem Vorsatz einen hohen Autarkie-, sprich Unabhängigkeitsgrad zu schaffen. Hierbei wird sich zeigen, inwiefern diese Optionen miteinander konkurrieren oder sich ergänzen.
Im Rahmen des Ecolar-Projektes an der HTWG-Konstanz werden Lösungen für die Dimensionierung eines Energiespeichers für das Ecolar-Home mit dessen PV-Anlage gesucht. Hier knüpft das Thema der Arbeit an.
1.1 Zielsetzung und Fragestellung
Ziel dieser Bachelorarbeit ist die Entwicklung eines Programms zur Simulation einer PV-Anlage mit Energiespeicher. Mit diesem Programm soll die optimale Dimensionierung der Anlage bestimmt werden. Dabei sind die Leistung der PV-Anlage und die Kapazität des Energiespeichers variabel. Das Programm muss unterschiedliche Zielgrößen berechnen, um Aussagen über die Wirtschaftlichkeit, den Eigenverbrauchsanteil und den Autarkiegrad treffen zu können. Dadurch erhält der Nutzer die Möglichkeit, selbst zu entscheiden, wie er diese gewichtet, um so die Auslegung der Anlage an seinen Bedürfnissen ausrichten zu können.
Des Weiteren sollen mithilfe des Programms erste Szenarien zur mittelfristigen Marktentwicklung von PV-Anlagen mit Energiespeichern erstellt und ausgewertet werden. Dabei sollen Parametervariationen[4] von der PV-Leistung und der Speicherkapazität berechnet werden.
Es ist zu prüfen, in welchem Zusammenhang die Zielgrößen zueinander stehen. So stellt sich beispielsweise die Frage, ob es möglich ist einen hohen Eigenverbrauchsanteil und einen hohen Autarkiegrad gleichzeitig zu erreichen und inwiefern dabei eine wirtschaftliche Sinnhaftigkeit gewahrt werden kann.
Das Programm soll Anlagen simulieren, die 20 Jahre lang in Betrieb sind. Es wird mithilfe der Software MatLab R2012b® realisiert und soll folgende Zielgrößen liefern:
Gesamtkosten
Rendite
Amortisationszeit
Stromgestehungskosten
Speicherkosten pro kWh
Monatlicher, saisonaler und gesamter Eigenverbrauchsanteil
Monatlicher, saisonaler und gesamter Autarkiegrad
Die Erkenntnisse dieser Arbeit sollen als Grundlage für weitere wissenschaftliche Arbeiten dienen, weiterführende Aufgaben sollen formuliert werden. Aus diesem Grund soll das Programm so angelegt sein, dass es leicht verständlich und erweiterbar ist.
1.2 Struktur der Arbeit
Im zweiten Kapitel werden Daten, Grundlagen und Szenarien, die für das Programm notwendig sind, vorgestellt. Dies beinhaltet die Beschreibung der PV-Anlage und des Energiespeichers. Des Weiteren werden die für die Berechnung notwendigen Parameter vorgestellt und erläutert. Ferner werden die für die Simulation erforderlichen Ertrags- und Lasterprofile, anhand derer der Ertrag der PV-Anlage und der Verbrauch des Haushalts simuliert werden, aufgezeigt. Außerdem werden recherchierte Szenarien, die Aussagen über die künftige Entwicklung des Strommarktes und der staatlichen Einspeisevergütung treffen, beschrieben. Die Grundlagen für die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung und die Berechnung des Eigenverbrauchsanteils und des Autarkiegrades werden ebenfalls dargelegt.
Im nächsten Kapitel wird das Programm vorgestellt. Dazu wird zunächst der schemenhafte Aufbau erklärt und anschließend die unterschiedlichen Abschnitte detailliert erläutert. Es werden weiterführende Aufgaben formuliert und Verbesserungsvorschläge für die Erweiterung des Programms gesammelt.
Im vierten Kapitel soll mithilfe des Programms die mittelfristige Marktanalyse durchgeführt werden. Dies dient einerseits dazu, das Programm zu testen, indem geprüft wird, ob die Ergebnisse plausibel sind. Andererseits sollen hier Beziehungen der Zielgrößen zueinander ausgearbeitet werden.
In Kapitel 5 werden Vorschläge zur Energiespeicherwahl in Bezug auf das Ecolar-Projekt gemacht, die sich auf der einen Seite aus den Ergebnisse von Kapitel 4 ableiten und auf der anderen Seite aus weiteren Berechnungen ergeben. Dieses Projekt wird nun näher vorgestellt.
1.3 Solar-Decathlon und Ecolar-Home
Die Hochschule für Technik, Wirtschaft und Gestaltung (HTWG) in Konstanz war einer von rund 150 Bewerbern für den Solar-Decathlon-Europe-2012. Dieser Wettbewerb findet jährlich in Madrid statt und wurde vom spanischen Wohnungsbauministerium und dem US- Energieministerium initiiert. Als Vorbild diente der amerikanische Solar-Decathlon, welcher erstmals 2002 in Washington veranstaltet wurde. Beim Solar-Decathlon messen sich 20 Teams aus der ganzen Welt in zehn Disziplinen. Ziel ist es, ein Haus zu bauen, welches die Sonnenenergie nutzt und zeigt, dass „eine optimale Verbindung von Energieeffizienz, Ökologie, Wirtschaftlichkeit und gutem Design möglich ist.“ (vgl. [ECO12], S. 4) Nachfolgend sind die zehn Disziplinen aufgeführt:[5]
Anfang 2011 hat die Hochschule mit dem Projekt Ecolar-Home unter der Leitung von Prof. Dr.-Ing. Thomas Stark eine Zusage für die Teilnahme am Wettbewerb in Madrid bekommen. In der Folge wurde mit interessierten Studierenden aller sechs Fakultäten das interdisziplinäre Projekt realisiert. Dabei bestand das Ecolar-Team jedes Semester aus etwa 40 Mitgliedern. Insgesamt waren über 100 Studierende beteiligt [ECO12].
Bis zum 28-tägigen Wettbewerb im September 2012 wurde das Ecolar-Home geplant, Sponsoren für sämtliche Materialien gefunden, alle Einzelteile zusammengefügt und der Aufbau des Gebäudes auf dem Hochschulgelände geprobt. Anschließend wurde das Gebäude in Komponenten zerlegt, nach Madrid transportiert und dort für den Wettbewerb wieder errichtet (s. Abb. 2) . Hier wurde es mit den Häusern der anderen Teilnehmer gemessen und 18 Tage lang von einer Jury in den zehn Disziplinen bewertet. Während dieser Zeit war das Haus für die rund 220.0 Besucher des Solar-Decathlons zugänglich.
Das Ecolar-Team erreichte im gesamten Wettbewerb den vierten Platz, wobei in den Disziplinen Technisches Konzept und Konstruktion und Industrialisierung und Marktfähigkeit jeweils der erste Platz erzielt wurde [ECO12].
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abb. 2: Innenansicht Ecolar-Home in Madrid [ECO12]
Der Begriff Ecolar leitet sich von den Wörtern ecologic, economic, solar und modular ab (vgl. [ECO12], S. 6). Das Ecolar-Home wurde modular konzipiert. Es besteht aus sechs Modulen quadratischen Grundrisses von jeweils 16 m2. Zwei dieser Blöcke bilden den Außenbereich und die anderen vier den Innenbereich (s. Abb. 3). Das Haus ist als Zweipersonenhaushalt geplant, wobei es grundsätzlich durch den modularen Aufbau nach oben (bis zu vier Stockwerke) und zu allen Seiten erweiterbar ist. So sind neben der Nutzung als Wohnhaus auch andere Nutzungsweisen denkbar [ECO12].
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abb.3:GrundrissEcolar-Homemöbliert[ECO12]
Im Anschluss an den Wettbewerb in Madrid wurde das Ecolar-Home in diesem Jahr wieder auf dem Campus der HTWG-Konstanz aufgebaut. Es soll in der Nachnutzung als Forschungsobjekt dienen. Die Studierenden sollen die technische Ausstattung erfassen und damit experimentieren können. Außerdem werden zurzeit und in Zukunft wissenschaftliche Arbeiten im Rahmen des Ecolar-Home verfasst. So auch diese Bachelorarbeit, welche ohne das Ecolar-Projekt nicht zustande gekommen wäre.
Das Haus verfügt über PV-Silizium-Module auf dem Dach und über PV-Dünnschicht-Module. die in die Fassaden Richtung Osten und Westen integriert wurden. Durch die Erweiterbarkeit und die geplante Nachnutzung als eine Art Forschungslabor bietet sich hier eine Erweiterung der PV-Anlage mit einem Energiespeicher an. So kann den Studierenden ein Lösungsvorschlag der Speicherproblematik von erneuerbaren Energien gezeigt werden. Damit dient das Ecolar-Home als Praxisbeispiel für die Thematik dieser Arbeit.[6]
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-Anlagen[7]. Alle diese Anlagen sind nicht verschattet[8]. 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 Durch- schnittsertragskruve für Deutschland abbildet. Es wurde bewusst vermieden, auf vorhandene Durchschnittskurven zurückzugreifen, da solche i. d. R. keine Tagesschwankungen, z. B. durch Wolkenverschattungen, abbilden.
Zur Veranschaulichung wird hier als Beispiel die Anlage von Martin Klungler vorgestellt.[9] Die Module mit monokristallinen Zellen haben im Jahre 2012 1.055 kWh/kWp generiert. Die Anlage hat folgende Charakteristika:
Der Datenlogger der Anlage speichert alle 20 Sekunden einen Wert und bildet aus drei Werten den Mittelwert (minütliche Auflösung; s. Abb. 4).
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.
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abb. 4: Beispielausschnitt einer Ertragskurve - Aprilwoche 2012
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.[10] 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
Die mittlere Globalstrahlungsenergie am Aufstellungsort gibt die jährliche mittlere Sonneneinstrahlung auf der horizontalen Fläche, am Ort der installierten PV-Anlage, in kWh/m2 an.[11] Die Orientierung und die Neigung der PV-Module spielen eine wichtige Rolle für den Ertrag. So sollten PV-Module in Baden-Württemberg etwa mit 36° Neigung und mit südlicher Orientierung installiert werden, um einen möglichst hohen Ertrag zu gewährleisten (s. Abb. 5).
Mithilfe der Formel 1 wird der mittlere zu erwartende Jahresertrag bestimmt [Laq03]. Hiermit wird im Programm die Ertragskurve an die gegebenen Umstände am Aufstellungsort angepasst. [12]
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abb. 5: Korrekturfaktor für Neigung und Orientierung einer PV-Anlage in Baden-Württemberg [Laq03]
2.1.3 Degradation
Mono- und polykristalline PV-Module degradieren mit der Zeit, d. h. der Ertrag nimmt im Laufe der Jahre ab. Bisher wurde angenommen, dass die Degradation etwa 0,5 % der Leistung jährlich beträgt. Nach neusten Erkenntnissen beträgt sie jedoch nur circa 0,1 % jährlich. Möglicherweise wurde bisher eine deutlich höhere Degradation angenommen, weil PV-Module in den ersten Betriebstagen um etwa 1-2 % degradieren. Diese Anfangsdegradation wird jedoch von der Herstellerseite bei der Nennleistungsangabe berücksichtigt [Fra13].
2.2 Energiespeicher
Energiespeicher besitzen eine Reihe von Parametern, welche abhängig von der Speichertechnologie und der Auslegung des Herstellers sind. In dieser Arbeit werden ausschließlich Energiespeicher, die auf elektrochemischer Basis arbeiten, betrachtet. Im Folgenden sind die für die Simulation notwendigen Parameter beschrieben: [13]
2.3 Verbrauchskurven
Für die Simulation sind möglichst genaue Daten über den Verbrauch notwendig. Sowohl in Bezug auf die zeitliche Auflösung, als auch auf die Höhe der Last zum jeweiligen Zeitpunkt. Hierzu wurden minutengenaue Lastprofile eines Zwei- und eines Vierpersonenhaushalts über ein Jahr erstellt. Als Grundlage zur Erstellung der Profile dienten Daten aus der Studie „Effekte von Eigenverbrauch und Netzparität bei der Photovoltaik“ [BHA11]. Diese Daten wurden aus zahlreichen anderen Studien, Berichten und Quellen gewonnen. Der durchschnittliche Verbrauch eines Zweipersonenhaushalts beträgt demnach 2.952 kWh/a, der eines Vierpersonenhaushalts 4.506 kWh/a. Auch die durchschnittliche Geräteausstattung und Gerätenutzung der Haushaltsgrößen wurden in der Studie erstellt und für jedes Gerät der Durchschnittsverbrauch ermittelt. Dabei wurden anhand der durchschnittlichen Nutzungswerte der Geräte drei saisonale Muster-Wochen erstellt - jeweils eine für Sommer (s. Abb. 6), eine für Winter und eine für Herbst/Frühling (s. Beispiel im Anhang A.1).[14]
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abb. 6: Lastprofil der Sommerwoche - Zweipersonenhaushalt
In der Verbrauchskurve werden keine Feiertage und Urlaubstage berücksichtigt. Auch elektrische Geräte, die nicht in den meisten Haushalten zu finden sind, wurden bei der Betrachtung ausgeklammert (z. B. Rasenmäher, Elektrogrill, Spielkonsole, Beamer, etc.).
Um im Programm auch die Möglichkeit zu haben Haushalte mit einer, dreien oder fünf Personen zu simulieren, wurden die Verbrauchskurven des Zwei- und Vierpersonenhaushalts zusätzlich skaliert. Für den Einpersonenhaushalt wurde im Durchschnitt ein Verbrauch von 1.734 kWh/a, für den Dreipersonenhaushalt von 3.892 kWh/a und für den Fünfpersonenhaushalt von 5.311 kWh/a errechnet. Die jeweiligen Durchschnittswerte wurden der Studie entnommen [BHA11].
2.4 Szenarien
Der Betrachtungszeitraum des Programms beträgt 20 Jahre. Das bedeutet, nach Inbetriebnahme einer Anlage werden die folgenden 20 Jahre simuliert. Dieser Zeitraum wird gewählt, da durch das Erneubare-Energien-Gesetz (EEG) den Betreibern von PV-Anlagen 20 Jahre lang, ab Inbetriebnahme, die Einspeisevergütung (ESV) gesichert wird (§ 21 (2)). Zudem gewährleisten Hersteller von PV-Anlagen i. d. R. Leistungsgarantien für den gleichen Zeitraum [Fra13]. Auch Energiespeicher-Anbieter geben im Durchschnitt etwa 20 Jahre kalendarische Lebensdauer an [SP13].
Da bei der Programmanwendung unter anderem die mittelfristige Marktentwicklung analysiert wird, werden auch zukünftig installierte Anlagen betrachtet. Hierzu wurde ein Zeitraum von fünf Jahren gewählt, so dass sich dieser bis Mitte 2018 erstreckt.
Dementsprechend werden Szenarien benötigt, um Parameter, die sich in Zukunft verändern, simulieren zu können. Hierzu zählen der Haushaltsstrompreis (HSP), die ESV, die jeweiligen Kosten für PV-Anlagen und Energiespeicher. Außer des HSP sind diese Parameter Startwerte der Simulation, so dass der Betrachtungszeitraum der Szenarien zu diesen Parametern bis 2018 reicht. Die Szenarien zur Entwicklung des HSP müssen folglich einen Zeitraum von 20 Jahre abdecken und Werte bis 2038 enthalten.
2.4.1 Haushaltsstrompreise und Einspeisevergütungen
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abb. 7: Entwicklung und Szenarien zum Haushaltsstrompreis und zur Einspeisevergütung, Daten s. [NPN+12] [R2B12] [Fra13] [Ins12]
Die Abbildung 7 zeigt die historischen Entwicklungen der ESV und des HSP, sowie Zukunftsszenarien. Die Szenarien zur HSP-Entwicklung zeigen je nach Datengrundlage große Unterschiede. Sie entstehen insbesondere durch den langen Betrachtungszeitraum und durch die Vielzahl von Faktoren, die Einfluss auf die Energiepreise haben. Interessant wird sein, was für Ergebnisse die Parametervariation für die jeweiligen Szenarien liefert und welche Aussagen sich daraus ergeben. Vermutlich hängt die Rentabilität von Anlagen mit Speicher stark von der zukünftigen HSP-Entwicklung ab.
Die Szenarien für die Entwicklung der ESV basieren auf eigenen Berechnungen. Die Grundlage bilden das EEG und Schätzungen zum PV-Zubau in Deutschland aus der Leitstudie 2011 [NPN+12], welche im Auftrag des BMU durchgeführt wurde, und aus einer Studie der r2b ener- gy Consulting GmbH [R2B12]. Die Höhe der ESV richtet sich nach dem Zubau von PV-Anlagen. Je mehr PV-Leistung installiert wird, desto stärker sinkt die ESV (EEG § 20b). Die Abbildung 7 zeigt, dass die Schätzung für den PV-Zubau in der Leitstudie (ESV Szenario BMU) deutlich geringer ausfällt, weil in diesem Szenario die ESV langsamer abfällt.
Sobald die Kapazität aller durch das EEG geförderten Anlagen 52.000 Megawatt überschreitet, werden neue Anlagen nicht mehr vergütet (EEG § 20b (9a)). Nach den Schätzungen der Leitstudie 2011 wird dieser Fall im Juli 2019 eintreten, nach den Schätzungen der anderen Studie im Oktober 2015. In der mittelfristige Marktanalyse werden beide Szenarien angewandt, damit der Einfluss der Entwicklung der ESV untersucht werden kann.
Grundlage der aufgeführten Szenarien sind die aktuellen gesetzlichen Regelungen. Etwaige Änderungen der Gesetze könnten die Aussagekraft der Szenarien beeinflussen.
2.4.2 Kosten pro Kilowatt Peak PV-Anlagenleistung
Die durchschnittlichen Systempreise[15] für PV-Aufdachanlagen mit bis zu 10 kWp Leistung in Deutschland lagen 2012 bei 1.904 €/kWp [Bun12b]. Für die Preise zukünftig errichteter Anlagen wurde das Szenario der European Photovoltaic Industry Association (EPIA) gewählt (s. Abb. 8). In anderen Studien zur Systempreisentwicklung werden ähnliche Erwartungen zur Entwicklung der Systempreise bis 2020 genannt (vgl. [NPN+12, Bun12b]).
Auf Basis dieses Szenarios sind Preiskurven von PV-Anlagen für heute, 2015 und 2018 erstellt worden (s. Abb. 9). Dabei wurden Aufdachanlagen von 2 bis 10 kWp berücksichtigt. Der Preis pro kWp hängt erkennbar von der Größe der Anlage ab: je größer, desto günstiger (pro kWp). Im Programm wird je nach angegebener Leistung der entsprechende Preis pro kWp automatisch ausgewählt, wobei auch eine manuelle Eingabe möglich ist.
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abb. 8: Szenarien zur Systempreisentwicklung von PV-Anlagen [Eur12]
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abb.9:SzenariozuSystempreisenvonPV-Anlagenbis10kWp,Datens.[Eur12]
2.4.3 Kosten pro Kilowattstunde Speicherkapazität
Aufgrund mangelnder Informationen in der Literatur über die Preise von Energiespeichern für PV-Strom, werden an dieser Stelle diesbezüglich keine aktuellen Preiskurven oder Szenarien zur zukünftigen Preisentwicklung genannt. Es wurde mithilfe von Herstellerangaben eine eigene Kostenkurve erstellt. Dabei wurden von 15 verschiedenen Herstellern 37 verschiedene Speicherlösungen betrachtet (s. Anhang A.3). Da diese Angaben teilweise unvollständig sind, konnten nur 15 der 37 Produkte mit in die Kurvenbildung einbezogen werden. Die erstellte Kostenkurve berücksichtigt Energiespeicher mit Kapazitäten von 2 bis 15 kWp und richtet sich nach den Kosten pro gespeicherte kWh (s. Abb. 10). Die Kosten pro gespeicherte kWh bilden sich aus dem Preis des Energiespeichers dividiert durch das Produkt der Nennkapazität, des Systemwirkungsgrades und der Anzahl der Vollzyklen (Lebenserwartung).
[...]
[1] Mit dem Begriff Strom ist im Folgenden elektrischer Strom gemeint.
[2] Es wird zunehmend auf Sonnen- und Windenergie gesetzt, daraus folgt eine fluktuierende Stromerzeugung.
[3] Im Verlauf dieser Arbeit werden, wenn die Rede von Energiespeichern ist, immer solche stationären Batteriespeichersysteme gemeint.
[4] Bei einer Parametervariation wird ein Parameterraum und eine Schrittlänge, die die Auflösung des Raumes vorgibt, angegeben. Für eine Marktanalyse ist eine Parametervariation zielführender, als eine Optimierung, da so die Gesamtheit der Möglichkeiten betrachtet werden kann.
[5] weitereInformationenzumWettbewerbunterwww.sdeurope.org.
[6] weitere Informationen zum Ecolar-Projekt unter http://sde2012.htwg-konstanz.de.
[7] 5,04 kWp, 91710 Gunzenhausen, Betreiber: Martin Klungler - 20,5 kWp, 01558 Großenhain, Betreiber: k.A. - 10 kWp, 65391 Lorch, Betreiber: k.A..
[8] Wenn Schatten auf Anlagen, z. B. durch Bäume oder Nachbarhäuser, geworfen wird, spricht man von Verschattung. Diese kann uhrzeit- oder jahreszeitabhängig sein.
[9] http://www.klungler.de/pv/.
[10] Für ausführliche Erläuterungen zu der Performance Ratio s. [Laq03].
[11] Eine Strahlungskarte für Deutschland ist im Anhang zu finden (s. A.2).
[12] Für ausführliche Erläuterungen s. [Laq03].
[13] Das bedeutet, wenn beispielsweise die Anzahl an Vollzyklen 2.000 beträgt und der Energiespeicher eine Nennkapazität von 5 kWh hat, dann können insgesamt etwa 2.000 ∗ 5 kWh also 10.000 kWh gespeichert werden.
[14] Alle zugrunde liegenden Lastprofile befinden sich im Anhang auf der CD-ROM (s. A.5).
[15] netto, inkl. Installation.
- Citation du texte
- Pierre Laurenz (Auteur), 2013, Wirtschaftlichkeit, Eigenverbrauch und Autarkiegrad von Photovoltaik-Anlagen mit Energiespeicher, Munich, GRIN Verlag, https://www.grin.com/document/269492
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