Studie - Wirtschaftlichkeit von Photovoltaik-Anlagen in ... · 32,7 kWp 121 32,66 kWp 197,4 m² 840...

EGS-plan Ingenieurgesellschaft für Energie-, Gebäude- und Solartechnik mbH

EGS-plan Ingenieurgesellschaft für Energie-, Gebäude- und Solartechnik mbH Gropiusplatz 10 . D-70563 Stuttgart Tel. +49 711 99 007 - 5 . Fax +49 711 99 007 - 99 [email protected] . www.egs-plan.de

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Kurzbericht im Auftrag der Stadt Freiburg im Breisgau

Wirtschaftlichkeit von PV-Anlagen

Projektleitung: M.Sc. Tobias Nusser

Bearbeitung: M.Sc. Philipp Kofler

Stand: 16.02.2017

Projekt-Nr.: Projekt-Name:

E16332 Wirtschaftlichkeit von PV-Anlagen

EGS-plan Ingenieurgesellschaft für Energie-, Gebäude- und Solartechnik mbH Gropiusplatz 10 . D-70563 Stuttgart . www.egs-plan.de

Seite 2 von 52Wirtschaftlichkeit_PV_final .docx

Auftraggeber / Bauherr Stadt Freiburg im Breisgau Umweltschutzamt Talstraße 4 79102 Freiburg im Breisgau Tel. +49 761 201 - 6141 Fax +49 761 201 – 6199 www.freiburg.de/freesun [email protected]

Auftragnehmer EGS-Plan Ingenieurgesellschaft für Energie-, Gebäude- und Solartechnik mbH Gropiusplatz 10 70563 Stuttgart Tel. +49 711 99 007 - 5 Fax +49 711 99 007 - 99 www.egs-plan.de [email protected]

Projektleitung M.Sc. Tobias Nusser

Bearbeitung M.Sc. Philipp Kofler





Inhaltsverzeichnis

1 Einleitung 4

2 Randbedingungen 5

2.1 Gebäudetypen 5

2.2 Lokale Stromerzeugung, Stromspeicherung und Eigenstromnutzung 5

2.2.1 Bestimmung der Stromerträge der PV-Anlagen 6

2.2.2 Berücksichtigung der Degradation der PV-Anlagen 6

2.2.3 Auslegung der Stromspeicher 6

2.3 Strombedarfsprofile 7

2.3.1 Strombedarf Einfamilienhaus 7

2.3.2 Strombedarf Mehrfamilienhaus 7

3 Methodik 9

3.1 Variantenübersicht 9

3.2 Bilanzierung und Wirtschaftlichkeitsberechnung 10

4 Ergebnisse Strombilanzen 12

4.1 Strombilanzen Typgebäude EFH 12

4.2 Strombilanzen Typgebäude MFH 13

5 Wirtschaftlichkeitsbetrachtung 14

5.1 Randbedingungen der Wirtschaftlichkeit 14

5.2 Kennzahlen der Wirtschaftlichkeit 15

5.3 Wirtschaftlichkeit der Varianten Typgebäude EFH 17

5.4 Wirtschaftlichkeit der Varianten Typgebäude MFH 22

6 Sensitivitätsanalyse 29

6.1 Verringerung der Investitionskosten 29

6.2 Verringerung der Speicherkosten 32

6.3 Änderung des Eigennutzungsgrads 34

6.4 Änderung des PV-Ertrags 37

7 Fazit 39

Anhang 40

Energiebilanzen: Tabellarische Zusammenfassung 41

Wirtschaftlichkeitsbetrachtung: Tabellarische Zusammenfassung 43

Sensitivitätsanalyse: Reduktion der Investitionskosten – Tab. Zusammenfassung 45

Sensitivitätsanalyse: Reduktion der Speicherkosten – Tab. Zusammenfassung 47

Sensitivitätsanalyse: Änderung des Eigennutzungsgrads – Tab. Zusammenfassung 49

Sensitivitätsanalyse: Änderung der Orientierung - Tabellarische Zusammenfassung 51





1 Einleitung

In dieser Studie wird ermittelt, für welche Wohn-Gebäudetypen und mit welchen Betreibermodellen Photovoltaik-Anlagen in Freiburg i.B. unter aktuellen Randbedingungen wirtschaftlich in Freiburg i.B. betrieben werden können.

Zu diesem Zweck wurden in einem ersten Schritt die Rahmenbedingungen der Studie im Austausch zwischen Auftraggeber und EGS-plan festgelegt. Diese Rahmenbedingungen beziehen sich auf die untersuchten Gebäudetypen (Typgebäude Einfamilienhaus EFH und Mehrfamilienhaus MFH) sowie die dort vorhandenen Strombedarfe zur Bestimmung der Eigennutzungsgrade. Der Einfluss unterschiedlicher Betreibermodelle auf Eigennutzungsgrade und Wirtschaftlichkeit wird durch die Untersuchung eines Mieterstrommodells im Typgebäude MFH untersucht. Hier ist der Immobilienbesitzer und Betreiber der PV-Anlage nicht alleiniger Nutzer des lokal erzeugten PV-Stroms, sondern die Mieter des MFH beziehen ebenfalls einen Teil davon als sogenannte Direktlieferung und decken damit einen Teil des vorhandenen Strombedarfs.

Für die beiden Typgebäude werden verschieden groß dimensionierte PV-Anlagen berücksichtigt, um die anlagenspezifische Einordnung im EEG und die daraus folgenden unterschiedlichen Regelungen bzgl. EEG-Umlage zu berücksichtigen. Ebenso untersucht wird der Einsatz von Batteriespeichern, welche eine Steigerung der Eigennutzungsgrade verfolgen und die Wirtschaftlichkeit von PV-Anlagen beeinflussen.

Als Ergebnis dieser Studie liegen schließlich unterschiedliche Bewertungskennzahlen für die Wirtschaftlichkeit von PV-Anlagen am Standort Freiburg i.B. vor, welche auf der Grundlage standortbezogener, energetischer Simulationen der PV-Stromerzeugung und einer stundengenauen Jahres-Bilanzierung des Strombedarfs der Typgebäude mit der lokalen Stromerzeugung durchgeführt wurden. Die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung orientiert sich an der VDI-Richtlinie 2067 und die zugrunde liegenden Daten entsprechen aktuellen Investitionskosten für PV-Anlagen, aktuellen Kostenstrukturen für den Einkauf von Strom sowie den Rahmenbedingungen des EEG. Ebenfalls berücksichtigt werden verfügbare Förderprogramme für den Einsatz von Batteriespeichern.





2 Randbedingungen

2.1 Gebäudetypen

Als Gebäude werden die für das Energiekonzept „Freiburg Dietenbach“ untersuchten Typgebäude „Einfamilienhaus“ (EFH) und „Mehrfamilienhaus“ (MFH) verwendet. Es wird dabei eine bauliche Ausführung der Gebäude nach den energetischen Anforderungen der geltenden EnEV 2016 angenommen. Für die Lüftung der Gebäude wird der Einsatz einer Lüftungsanlage mit Wärmerückgewinnung (mWRG) angenommen. Der Betrieb dieser Lüftungsanlagen beschränkt sich in erster Linie auf die Monate Oktober bis Mai. Abbildung 1 und Abbildung 2 zeigen Ansichten der Typgebäude Einfamilienhaus und Mehrfamilienhaus und listen einige wichtige Kennzahlen der Gebäude auf. Beide Typgebäude weisen ein um 10° geneigtes Pultdach auf. Die Orientierung der Gebäude weicht vom Süden um 15° nach Westen ab. Hiernach richten sich auch die Orientierung und Neigung der PV-Anlagen.

Abbildung 1. Ansichten und Kennzahlen des Typgebäudes „Einfamilienhaus“ (EFH)

Abbildung 2. Ansichten und Kennzahlen des Typgebäudes „Mehrfamilienhaus“ (MFH)

2.2 Lokale Stromerzeugung, Stromspeicherung und Eigenstromnutzung

Für beide Typgebäude werden unter Berücksichtigung der vorhandenen Flächenpotentiale verschiedene PV-Anlagengrößen zur lokalen Stromerzeugung untersucht. Während für das Typgebäude EFH Aufdachanlagen mit etwa 5 kWp und 12 kWp untersucht werden, werden für das Typgebäude MFH Aufdachanlagen mit etwa 9,9 kWp und 60 kWp untersucht, welche jeweils allein oder mit einer fassadenintegrierten PV-Anlage mit etwa 32,7 kWp kombiniert werden.





Für die Nutzung des PV-Stroms werden ebenfalls unterschiedliche Szenarien analysiert. Für jede Anlagengröße wird eine 100%-ige Netzeinspeisung betrachtet sowie unterschiedliche Szenarien, in welchen ein Anteil des lokal erzeugten Stroms direkt im Gebäude verbraucht wird (sogenannte Strom-Eigennutzung). Zu diesem Zweck wurden für die Typgebäude verschiedene Strombedarfsprofile erzeugt. Diese Strombedarfsprofile werden im Abschnitt 2.3 näher beschrieben.

Des Weiteren wird der Einfluss des Einsatzes eines Stromspeichers untersucht, welcher zu einer Steigerung des selbst genutzten Stroms führt (Eigennutzungsgrad).

2.2.1 Bestimmung der Stromerträge der PV-Anlagen

Zur Bestimmung der Stromerträge der PV-Anlagen wurden Simulationen mit Hilfe der Software PV*SOL premium 2016 (R6) der Firma Valentin Software GmbH durchgeführt. Dieses Simulationsprogramm berechnet den Ertrag einer PV-Anlage im Verlauf eines Jahres unter Berücksichtigung der Anlagengröße, -konfiguration, -orientierung, -neigung und der standortabhängigen Wetter- und Strahlungsbedingungen stundengenau. Als Standortdaten werden die durchschnittlichen Klimadaten für Freiburg im Breisgau aus den Jahren 1982 – 2010 berücksichtigt. Hier ist eine jährliche Globalstrahlung auf die horizontale Fläche von 1.134 kWh/m² hinterlegt. Für die PV-Anlagen wurden Komponenten ausgewählt die dem derzeitigen Stand der Technik entsprechen. Tabelle 1 listet neben einigen wichtigen Komponentendaten die untersuchten PV-Anlagengrößen und deren Jahreserträge auf.

Komponente PV-Modul Wechselrichter Hersteller Yingli Solar SMA Solar Technology AG

Modell YL270-30b_IEC_2014-05 (Si monokristallin)

Sunny Tripower

Nennleistung 270 W Angepasst an Nennleistung PV

PV-Anlage Anzahl Module

Nennleistung Fläche Einstrahlung auf Module

Jahresertrag

5 kWp 19 5,13 kWp 31,0 m² 1.190 kWh/m² 5.295 kWh

9,9 kWp 37 9,99 kWp 60,4 m² 1.190 kWh/m² 10.500 kWh 12 kWp 45 12,15 kWp 73,5 m² 1.190 kWh/m² 12.780 kWh

60 kWp 223 60,21 kWp 364,3 m² 1.190 kWh/m² 63.360 kWh

32,7 kWp 121 32,66 kWp 197,4 m² 840 kWh/m² 22.270 kWh

Tabelle 1: Übersicht über Komponenten und Größe der untersuchten PV-Anlagen

2.2.2 Berücksichtigung der Degradation der PV-Anlagen

Im Rahmen dieser Studie wird angenommen, dass die Leistungsfähigkeit der PV-Anlagen bzw. deren Ertrag jährlich um 0,4 % sinkt. Der Strombedarf in den Gebäuden wird als konstant über den gesamten Betrachtungszeitraum angenommen.

2.2.3 Auslegung der Stromspeicher

Die Speicherkapazität der Stromspeicher in den unterschiedlichen Varianten wurde mit Blick auf eine wirtschaftlich sinnvolle Steigerung des Eigennutzungsgrades dimensioniert. D.h., dass berücksichtigt wurde, dass mit steigender Speicherkapazität der Zugewinn an weiterer





Eigenstromnutzung sinkt und damit auch die Wirtschaftlichkeit einer Investition in zusätzliche Speicherkapazität. Die ausgewählte Speicherkapazität in den verschiedenen Varianten kann aus der Tabelle 3 entnommen werden.

2.3 Strombedarfsprofile

Für die durchgeführte Studie wurden für die beiden Typgebäude verschiedene Nutzungen des lokal erzeugten PV-Stroms betrachtet. Neben der vollständigen Einspeisung des PV-Stroms im Rahmen des EEG wurde die lokale Nutzung des PV-Stroms (Eigennutzung) bei unterschiedlichen Strombedarfsprofilen untersucht, welche die erreichbaren Eigennutzungsgrade und folglich die Wirtschaftlichkeit von PV-Anlagen beeinflussen.

2.3.1 Strombedarf Einfamilienhaus

Für das Typgebäude EFH wurden zwei Strombedarfsstrukturen untersucht. Im ersten Bedarfsszenario besteht ein reiner Nutzerstrombedarf (NS) für Haushaltsgeräte und Hilfsstrom zum Betrieb von Lüftung und Heizung. Das stündlich aufgelöste Bedarfsprofil entspricht dem VDEW-Lastprofil H0 und der jährliche Nutzerstrombedarf im Typgebäude EFH beträgt etwa 4.300 kWh/a (Haushaltsstrom 2.450 kWh/a, Lüftung 1.260 kWh/a, Hilfsstrom 570 kWh/a).

Im zweiten Bedarfsszenario des Typgebäudes EFH wird zum oben genannten Nutzerstrom ein zusätzlicher Strombedarf zum Betrieb einer Wärmepumpe (WP) betrachtet, welche zur Bereitstellung von Warmwasser und Raumheizung eingesetzt wird1. Das stündlich aufgelöste Bedarfsprofil wurde durch eine Bilanzierung des Warmwasser- und Heizungsbedarfs des Typgebäudes und den Betriebs- und Effizienzkennzahlen einer Wärmepumpe nach dem aktuellen Stand der Technik ermittelt. Der so resultierende Strombedarf zum Wärmepumpenbetrieb beträgt etwa 4.400 kWh/a. Tabelle 2 stellt die verschiedenen Strombedarfe übersichtlich dar.

Für die Bestimmung der Wirtschaftlichkeit von PV-Anlagen im Typgebäude EFH wird in dieser Studie angenommen, dass der Betreiber der PV-Anlage und des Gebäudes personenidentisch ist, sodass die lokale Nutzung von PV-Strom zur Deckung des Allgemein- und Wärmepumpenstroms als direkter Eigenverbrauch gewertet werden kann.

2.3.2 Strombedarf Mehrfamilienhaus

Für das Typgebäude MFH wurden drei Strombedarfsstrukturen untersucht. Im ersten Strombedarfsszenario wird lediglich der Allgemeinstrombedarf (AS) betrachtet. Dieser beinhaltet den Strombedarf für Treppenhausbeleuchtung, Fahrstuhlbetrieb und Hilfsstrom für den Heizungsbetrieb und beläuft sich auf etwa 5.900 kWh/a.

Im zweiten Bedarfsszenario des Typgebäudes MFH wird zum oben genannten Allgemeinstrombedarf ein zusätzlicher Strombedarf zum Betrieb einer Wärmepumpe (WP) betrachtet, welche zur Bereitstellung von Warmwasser und Raumheizung eingesetzt wird1.

1 Im Rahmen dieser Studie wird nicht die Wirtschaftlichkeit des Einsatzes von Wärmepumpen zur Bereitstellung von Warmwasser und Heizungswärme im Vergleich zu anderen Wärmeversorgungssystemen bewertet, sondern die Wirtschaftlichkeit von PV-Anlagen für unterschiedliche Strombedarfsszenarien.





Das stündlich aufgelöste Bedarfsprofil wurde durch eine Bilanzierung des Warmwasser- und Heizungsbedarfs des Typgebäudes und den Betriebs- und Effizienzkennzahlen einer Wärmepumpe nach dem aktuellen Stand der Technik ermittelt. Der so resultierende Strombedarf zum Wärmepumpenbetrieb beträgt etwa 38.200 kWh/a.

Im dritten Bedarfsszenario des Typgebäudes MFH wird neben dem Allgemein- und Wärmepumpenstrombedarf auch der Strombedarf in den Wohnungen des MFH betrachtet. Dieser, als Mieterstrombedarf (MS) bezeichnete Bedarf, beinhaltet neben dem Strombedarf für Haushaltsgeräte etc. auch den Strombedarf zum Betrieb der dezentralen Lüftungsgeräte in den Wohnungen des Typgebäudes. Er beträgt etwa 48.800 kWh/a (Haushaltsstrom 37.030 kWh/a, Lüftung 11.740 kWh/a). Tabelle 2 stellt die verschiedenen Strombedarfe übersichtlich dar.

Für die Bestimmung der Wirtschaftlichkeit von PV-Anlagen im Typgebäude MFH wird in dieser Studie angenommen, dass der Betreiber der PV-Anlage und des Gebäudes personenidentisch ist, sodass die lokale Nutzung von PV-Strom zur Deckung des Allgemein- und Wärmepumpenstroms als direkter Eigenverbrauch gewertet werden kann. Die lokale Nutzung von PV-Strom zur anteiligen Deckung des Mieterstroms wird hingegen als ein Direktvermarktungsverhältnis zwischen PV-Anlagenbetreiber und Mietern betrachtet2. Somit wird auch der Einfluss unterschiedlicher Betreibermodelle auf die Wirtschaftlichkeit von PV-Anlagen untersucht.

Gebäudetyp Strombedarf für Abkürzung Summe Strombedarf EFH Nutzerstrom NS 4.300 kWh/a

EFH Nutzerstrom und

Wärmepumpenstrom NS

+ WP 4.300 kWh/a

+ 4.400 kWh/a Summe: 8.700 kWh/a

MFH Allgemeinstrom AS 5.900 kWh/a

MFH Allgemeinstrom und Wärmepumpenstrom

AS + WP

5.900 kWh/a + 38.200 kWh/a

Summe: 44.100 kWh/a

MFH

Allgemeinstrom, Wärmepumpenstrom

und Mieterstrom

AS, WP

+ MS

5.900 kWh/a + 38.200 kWh/a + 48.800 kWh/a

Summe: 92.900 kWh/a

Tabelle 2: Übersicht über Strombedarfe in den untersuchten Varianten (NS = Nutzerstrom; WP = Wärmepumpenstrom; AS = Allgemeinstrom; MS = Mieterstrom)

2 Annahme: Entsprechend der Verordnungsermächtigung § 95 Nr. 2 EEG 2017 sollen Mieterstrommodelle, welche grundsätzlich einem Direktvermarktungsverhältnis zwischen Mietern und PV-Anlagenbetreiber entsprechen, zukünftig mit Eigenverbrauchsmodellen gleichgesetzt werden und einer verringerten EEG-Umlage unterliegen. Die Umsetzung dieser Verordnungsermächtigung wird in dieser Studie angenommen.





3 Methodik

3.1 Variantenübersicht

Aus der Kombination der genannten Strombedarfsprofile, der PV-Anlagengrößen und Stromspeicherkapazitäten ergeben sich für die durchgeführte Studie 48 Varianten (V) (12 Varianten für das Typgebäude EFH und 36 für MFH). Zur Bewertung der Wirtschaftlichkeit dieser Varianten sind weitere fünf sogenannte Referenzvarianten (VR) notwendig. Diese stellen den Ausgangspunkt für eine Investitionsentscheidung in PV dar und werden durch die untersuchten Strom-Bedarfsszenarien in den Typgebäuden definiert. Der Strombedarf der Referenzvarianten wird ausschließlich durch Strombezug aus dem öffentlichen Netz gedeckt. Tabelle 3 listet alle Varianten und deren Eigenschaften auf.

Variante Gebäude PV-Anlage

Dach PV-Anlage Fassade

Strombedarf Nutzung des PV-Stroms

Speichergröße

VR1 EFH - - NS - -

VR2 EFH - - NS + WP - -

VR3 MFH - - AS - -

VR4 MFH - - AS + WP - -

VR5 MFH - - AS, WP + MS - -

V01 EFH 5 kWp - NS nE -

V02 EFH 5 kWp - NS EV -

V03 EFH 5 kWp - NS EV 5 kWh

V04 EFH 5 kWp - NS + WP nE -

V05 EFH 5 kWp - NS + WP EV -

V06 EFH 5 kWp - NS + WP EV 5 kWh

V07 EFH 12 kWp - NS nE -

V08 EFH 12 kWp - NS EV -

V09 EFH 12 kWp - NS EV 5 kWh

V10 EFH 12 kWp - NS + WP nE -

V11 EFH 12 kWp - NS + WP EV -

V12 EFH 12 kWp - NS + WP EV 5 kWh

V13 MFH 9,9 kWp - AS nE -

V14 MFH 9,9 kWp - AS EV -

V15 MFH 9,9 kWp - AS EV 10 kWh

V16 MFH 9,9 kWp - AS + WP nE -

V17 MFH 9,9 kWp - AS + WP EV -

V18 MFH 9,9 kWp - AS + WP EV 10 kWh

V19 MFH 9,9 kWp - AS, WP + MS nE -

V20 MFH 9,9 kWp - AS, WP + MS EV -

V21 MFH 9,9 kWp - AS, WP + MS EV 10 kWh





Variante Gebäude PV-Anlage

Dach PV-Anlage Fassade

Strombedarf Nutzung des PV-Stroms

Speichergröße

V22 MFH 9,9 kWp 32,7 kWp AS nE -

V23 MFH 9,9 kWp 32,7 kWp AS EV -

V24 MFH 9,9 kWp 32,7 kWp AS EV 10 kWh

V25 MFH 9,9 kWp 32,7 kWp AS + WP nE -

V26 MFH 9,9 kWp 32,7 kWp AS + WP EV -

V27 MFH 9,9 kWp 32,7 kWp AS + WP EV 10 kWh

V28 MFH 9,9 kWp 32,7 kWp AS, WP + MS nE -

V29 MFH 9,9 kWp 32,7 kWp AS, WP + MS EV -

V30 MFH 9,9 kWp 32,7 kWp AS, WP + MS EV 10 kWh

V31 MFH 60 kWp - AS nE -

V32 MFH 60 kWp - AS EV -

V33 MFH 60 kWp - AS EV 10 kWh

V34 MFH 60 kWp - AS + WP nE -

V35 MFH 60 kWp - AS + WP EV -

V36 MFH 60 kWp - AS + WP EV 20 kWh

V37 MFH 60 kWp - AS, WP + MS nE -

V38 MFH 60 kWp - AS, WP + MS EV -

V39 MFH 60 kWp - AS, WP + MS EV 20 kWh

V40 MFH 60 kWp 32,7 kWp AS nE -

V41 MFH 60 kWp 32,7 kWp AS EV -

V42 MFH 60 kWp 32,7 kWp AS EV 10 kWh

V43 MFH 60 kWp 32,7 kWp AS + WP nE -

V44 MFH 60 kWp 32,7 kWp AS + WP EV -

V45 MFH 60 kWp 32,7 kWp AS + WP EV 20 kWh

V46 MFH 60 kWp 32,7 kWp AS, WP + MS nE -

V47 MFH 60 kWp 32,7 kWp AS, WP + MS EV -

V48 MFH 60 kWp 32,7 kWp AS, WP + MS EV 20 kWh

Tabelle 3: Variantenübersicht (EFH = Einfamilienhaus; MFH = Mehrfamilienhaus; NS = Nutzerstrom; WP = Wärmepumpenstrom; AS = Allgemeinstrom; MS = Mieterstrom; nE = nur Einspeisung; EV = Eigenverbrauch)

3.2 Bilanzierung und Wirtschaftlichkeitsberechnung

Die Bilanzierung von Strombedarf und -erzeugung für jede einzelne Variante erfolgt anhand stündlicher Werte. Unter Betrachtung der auftretenden Strombedarfe, der lokalen Stromerzeugung durch PV und dem Ladezustand des ggf. vorhandenen Stromspeichers wird für jede Stunde eines Jahres der Bedarf an zusätzlichem Strombezug aus dem Netz oder der Überschuss an eigenerzeugtem Strom und somit die ins Netz eingespeiste Strommenge bestimmt. Durch die berücksichtigte Degradation der PV-Anlagen ändert sich das Bilanzierungsergebnis für jedes betrachtete Jahr. Dem wird in der Studie durch die





Bilanzierung von insgesamt 20 Jahren (entsprechend dem gewählten Betrachtungszeitraum für die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung) Rechnung getragen.

Die Be- und Entladung der ggf. vorhandenen Stromspeicher wird in der Bilanzierung folgendermaßen abgebildet: Vorrangig wird der lokal erzeugte PV-Strom zur Eigenversorgung des Strombedarfs verwendet. Ist die lokale Stromerzeugung höher als der Eigenbedarf, wird der Stromspeicher bis zum Erreichen der maximalen Speicherkapazität beladen. Weiterhin vorhandene PV-Stromerzeugung wird in das öffentliche Netz eingespeist. Die Entladung der Stromspeicher erfolgt dann, wenn der Strombedarf die lokale Stromerzeugung aus PV übersteigt, sodass der Strombezug aus dem Netz möglichst vermieden bzw. verzögert wird. Für die Entladung der Stromspeicher wurde ein Mindestladezustand der Batteriespeicher von 30 % der Speicherkapazität berücksichtigt, unter welche die Speicher nicht entladen werden (z.B. für Speicher mit 10 kWh Speicherkapazität beträgt der Mindestladezustand also 3 kWh).

Aus den so berechneten Strombilanzen werden für jedes Jahr die beiden Kennwerte Eigennutzungsgrad (ENG) und Eigenversorgungsgrad (EVG) abgeleitet. Der Kennwert ENG beziffert jenen Anteil des lokal erzeugten PV-Stroms, welcher selbst lokal verbraucht wird. Ein ENG von 100 % besagt also, dass sämtlicher lokal erzeugter Strom selbst verbraucht wird und keine Einspeisung in das öffentliche Netz erfolgt. Es ist dabei zu beachten, dass mit dem Eigennutzungsgrad keine Aussage über den Strombezug aus dem öffentlichen Netz getroffen wird. Bei einem ENG von 100 % kann es einen Strombezug aus dem öffentlichen Netz zur Deckung des Gesamt-Strombedarfs geben. Der ENG berechnet sich folgendermaßen:

�� = ��

��

Der Kennwert Eigenversorgungsgrad EVG beschreibt hingegen das Verhältnis zwischen selbst genutzter, lokal erzeugter Strommenge und dem gesamten lokalen Strombedarf. Ein EVG von 100 % besagt, dass der lokale Strombedarf vollständig aus lokaler Erzeugung gedeckt wird und kein Strombezug über das öffentliche Netz erfolgt. Dabei kann es trotzdem eine Einspeisung von lokalen Stromüberschüssen in das öffentliche Netz geben. Der EVG berechnet sich folgendermaßen:

�� =��

Gesamter� ��

Auf Basis der ermittelten stundengenauen Strombilanzen und den resultierenden Eigenverbrauchs-, Einspeise- und Bezugsmengen an Strom wurde die Wirtschaftlichkeit der einzelnen Varianten in Anlehnung an VDI-Richtlinie 2067 berechnet. Neben den laufenden Erlösen aus dem Stromverkauf und Kosten für Strombezug werden hier die anfänglichen Investitionen und jährlichen Aufwendungen für Instandhaltung, Wartung und Betrieb berücksichtigt. Als sonstige Kosten werden in dieser Betrachtung Kosten für EEG-Umlage und in den Varianten mit Mieterstrommodellen ein zusätzlicher Verwaltungs- und Abrechnungsaufwand berücksichtigt.





4 Ergebnisse Strombilanzen

In diesem Abschnitt wird auf die Ergebnisse der Strombilanzierung eingegangen und anhand ausgewählter Varianten werden die Ergebnisse beispielhaft grafisch dargestellt und erläutert. Eine tabellarische Zusammenstellung aller Ergebnisse findet sich im Anhang.

4.1 Strombilanzen Typgebäude EFH

Das Ergebnis der Strombilanzierung für das Typgebäude EFH wird am Beispiel jener Varianten mit ausschließlichem Nutzerstrombedarf d.h. ohne Wärmepumpe erläutert (Referenzvariante VR1, Varianten 01 bis 03 und 07 bis 09) und in Abbildung 3 dargestellt. Sichtbar wird der charakteristische Verlauf von Eigennutzungsgrad (ENG) und Eigenversorgungsgrad (EVG) (abzulesen in % auf der rechten Ordinatenachse). Während der ENG bei konstantem Strombedarf mit steigender PV-Anlagengröße sinkt (vgl. z.B. V02 mit V08, Senkung ENG von 32,2 % auf 15,1 %) steigt der EVG entsprechend (vgl. z.B. V02 mit V08, Steigerung EVG von 39,9 % auf 45,2 %). Der Einsatz eines Stromspeichers führt hingegen zu einer Steigerung beider Kennzahlen (vgl. z.B. V08 mit V09, Steigerung ENG von 15,1 % auf 23,9 % und Steigerung des EVG von 45,2 % auf 71,5 %). Für die Referenzvariante (keine PV-Anlage) und die Varianten V01 und V07 (nur Einspeisung nE, keine Strom-Eigennutzung) betragen die Kennzahlen ENG und EVG definitionsgemäß 0 %.

Abbildung 3: Strombilanzen der EFH-Varianten mit Nutzerstrombedarf

Auf der linken Ordinatenachse können die, als Balken dargestellten, Energiemengen aus der Bilanzierung abgelesen werden, aus welchen wiederum die Kennzahlen ENG und EVG abgeleitet werden. Negativ dargestellt werden dabei die ins öffentliche Netz eingespeisten





Strommengen aus den PV-Anlagen. Als positive Werte werden der Strombedarf in Abhängigkeit der Nutzungsart (Nutzerstrom NS) und der Bezugsquelle dargestellt. Hier wird zwischen „Eigenverbrauch PV“ (direkte lokale Nutzung des lokal erzeugten PV-Stroms), „Aus Speicher“ (lokale Nutzung von lokal erzeugtem und zwischengespeicherten PV-Strom) und „Netzbezug“ unterschieden.

4.2 Strombilanzen Typgebäude MFH

Das Ergebnis der Strombilanzierung für das Typgebäude MFH wird am Beispiel jener Varianten mit Strombedarf für Allgemein-, Wärmepumpen- und Mieterstrom erläutert und in Abbildung 4 dargestellt. Die Beobachtungen in Bezug auf EVG und ENG entsprechen denen vom Typgebäude EFH. Der ENG sinkt bei gleichbleibendem Strombedarf und steigender PV-Anlagenleistung, während der EVG steigt. Der Einsatz eines Stromspeichers steigert den ENG von 35,0 % in der Variante V47 auf 40,2 % in der Variante V48 bzw. den EVG von 32,3 % (V47) auf 37,1 % (V48). Aus der Abbildung wird ebenfalls ersichtlich wie in Variante V20 ein sehr hoher ENG aufgrund der verhältnismäßig kleinen Anlagenleistung erreicht wird (ENG = 98,2 %) und der Einsatz eines zusätzlichen Stromspeichers nur eine Steigerung dieses Kennwerts um 1,7 %-Punkte ermöglicht (Steigerung ENG auf 99,9 %).

Auf der linken Ordinatenachse wird der Strombedarf in Abhängigkeit von der Nutzung (Allgemeinstrom AS, Wärmepumpe WP und Mieterstrom MS) und Bezugsquelle als positive Werte dargestellt. Negativ wird die Stromeinspeisung in das öffentliche Netz dargestellt.

Abbildung 4: Strombilanzen der EFH-Varianten mit PV-Anlagen von 92,7 kWp gesamt





5 Wirtschaftlichkeitsbetrachtung

In diesem Abschnitt wird auf die Randbedingungen, Kennzahlen und Ergebnisse der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung eingegangen.

5.1 Randbedingungen der Wirtschaftlichkeit

Für die Berechnungen der Wirtschaftlichkeit in Anlehnung an VDI-Richtlinie 2067 wird eine Reihe von Annahmen getroffen. Die Ergebnisse werden anschließend inklusive der geltenden Mehrwertsteuer (MwSt.) von 19 % angegeben.

• Strombezugskosten3:

Nutzung Grundpreis (netto) Arbeitspreis (netto)

Nutzer-, Mieter-, Allgemeinstrom 9,75 €/Monat 20,36 €ct/kWh

Wärmepumpenstrom 4,44 €/Monat 16,27 €ct/kWh

Tabelle 4: Übersicht Strombezugskosten

• Investitionskosten4:

Komponente Spezifische Kosten (netto)

PV-Dachanlage bis 12 kWp 1.500 €/kWp

PV-Dachanlage 60 kWp 1.250 €/kWp

PV-Fassadenanlage 2.000 €/kWp

Stromspeicher 1.000 €/kWh

Tabelle 5: Spezifische Investitionskosten für PV-Anlagen und Speicher

• Inbetriebnahme der PV-Anlagen: Januar 2018

• EEG-Vergütungssätze5:

Anlagenleistung Vergütung (netto) Anlagenleistung Vergütung (netto)

5 kWp 12,3 €ct/kWh 42,6 kWp 12,0 €ct/kWh

9,9 kWp 12,3 €ct/kWh 60 kWp 11,6 €ct/kWh

12 kWp 12,2 €ct/kWh 92,7 kWp 11,3 €ct/kWh

Tabelle 6: EEG-Vergütungssätze

3 Quelle: badenova AG & Co. KG, „Tarife & Preise badenova Ökostrom PUR“ (Stand: Januar 2016) und „Tarife & Preise badenova Ökostrom Wärme Solo/Wärmepumpe“ (Stand: Januar 2016)

4 Quelle: Erfahrungswerte EGS-plan

5 Quelle: EEG 2016, Vergütungssätze ab Januar 2017 und Annahme durch EGS-plan, dass diese bis Januar 2018 unverändert gültig sind





• Kosten für Instandsetzung, Wartung und Betrieb der PV-Anlagen: 2 % der Investitionskosten pro Jahr

• Kosten für Instandsetzung, Wartung und Betrieb der Stromspeicher: 1 % der Investitionskosten pro Jahr

• Mehraufwand für Zählung und Abrechnung für Varianten mit Mieterstrommodell: je Wohneinheit 40 €/a

• EEG-Umlage Eigenverbrauch6: � 0 % EEG-Umlage für Strom aus Erzeugungsanlagen kleiner 10 kW � 40 % EEG-Umlage für Strom aus Erzeugungsanlagen ab 10 kW

• EEG-Umlage Direktvermarktung Mieterstrommodelle7: � 0 % EEG-Umlage für Strom aus Erzeugungsanlagen kleiner 10 kW � 40 % EEG-Umlage für Strom aus Erzeugungsanlagen ab 10 kW

• Diskontierungszinssatz: 2,0 % p.a.

• Preissteigerungsrate Strombezug: + 1,0 % p.a.

• Steigerungsrate der EEG-Umlage: 0,0 % p.a.

• Betrachtungszeitraum: 20 a

5.2 Kennzahlen der Wirtschaftlichkeit

Zur Bewertung der Wirtschaftlichkeit der untersuchten Anlagenvarianten werden vier Kennzahlen ermittelt.

Die Jahresgesamtkosten (JGK) (in €/a) beziffern die entstehenden jährlichen Kosten der Varianten unter Berücksichtigung der Anfangsinvestition, aller laufenden Kosten (Instandsetzung, Wartung und Betrieb I,WuB), der Ausgaben für Stromeinkauf sowie die Erlöse durch die Einspeisung von Überschussstrom aus PV über den gesamten Betrachtungszeitraum. Zur Bewertung der Wirtschaftlichkeit auf Basis der JGK wird für jede Strombedarfsstruktur eine Referenzvariante entwickelt und deren JGK berechnet. In dieser Referenzvariante ist keine PV-Anlage vorhanden und der Strombedarf wird ausschließlich durch Netzbezug gedeckt. Liegen die JGK einer Variante über den JGK der Referenz ist diese Anlage nicht wirtschaftlich. Liegen sie darunter, bietet die Variante einen wirtschaftlichen Vorteil im Vergleich zum reinen Strombezug. Erreichen Varianten aufgrund hoher Erlöse im Vergleich zu den Kosten negative JGK, führen über den Betrachtungszeitraum zu monetären Gewinnen.

Der äquivalente Strompreis (Mischpreis) beziffert jenen Strompreis (in €ct/kWh), mit welchem der Strombedarf eines Gebäudes gedeckt werden kann und setzt sich aus den Stromgestehungskosten (bei vorhandener PV-Anlage) und den Strombezugskosten

6 Annahme: Gebäude- und PV-Anlagenbetreiber sind auch für MFH-Varianten personenidentisch, sodass die lokale Nutzung von PV-Strom zur Deckung des Allgemein- und Wärmepumpenstroms als direkter Eigenverbrauch gewertet werden kann.

7 Annahme: Entsprechend der Verordnungsermächtigung § 95 Nr. 2 EEG 2017 sollen Mieterstrommodelle, welche grundsätzlich einem Direktvermarktungsverhältnis zwischen Mietern und PV-Anlagenbetreiber entsprechen, zukünftig mit Eigenverbrauchsmodellen gleichgesetzt werden und einer verringerten EEG-Umlage unterliegen. Die Umsetzung dieser Verordnungsermächtigung wird in dieser Studie angenommen.





(bestehend aus Grund- und Arbeitspreis) zusammen. Aufgrund der Degradation der PV-Anlagen, der Steigerung der Strombezugskosten und weiterer variabler Faktoren ist der äquivalente Strompreis eine über die Zeit veränderliche Größe. Im Rahmen dieser Studie wird der äquivalente Strompreis für das erste Betriebsjahr der PV-Anlagen herangezogen. Die Bewertung der Wirtschaftlichkeit auf Basis des äquivalenten Strompreises erfolgt wie für die JGK im Vergleich zu einer Referenzvariante ohne PV-Anlage in welcher der Strombedarf ausschließlich durch Netzbezug gedeckt wird. Liegt der äquivalente Strompreis einer Variante mit PV-Anlage über jenem der Referenz ist diese Anlage nicht wirtschaftlich. Liegt er darunter, bietet die Variante einen wirtschaftlichen Vorteil zum reinen Strombezug. Der äquivalente Strompreis der Referenzvariante entspricht nicht dem Arbeitspreis aus dem Tarif des Grundversorgers badenova AG, da dieser einen Mischpreis darstellt, in welchen auch der Grundpreis einfließt. Der äquivalente Strompreis wird wie folgt berechnet:

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�� ./11

Die Stromgestehungskosten (in €ct/kWh) beziffern die Gestehungskosten des PV-Stroms. In die Berechnung fließen die Investitions- und Instandhaltungskosten sowie die erzeugte Strommenge ein. Aufgrund der Degradation der PV-Anlagen über die Betriebszeit einer Anlage sind die Stromgestehungskosten eine über die Zeit veränderliche Größe. Im Rahmen dieser Studie werden die Stromgestehungskosten für das erste Betriebsjahr der PV-Anlagen betrachtet. Sie werden wie folgt berechnet:

��ℎ� �� =% ��ä�� #�� + )�� ü�', ,�-./11

�� ./11

Aus dem Vergleich der Stromgestehungskosten mit den Strombezugskosten kann die Wirtschaftlichkeit einer Eigenstromversorgung aus PV bewertet werden. Liegen die Stromgestehungskosten unterhalb der Strombezugskosten ist eine Eigenversorgung wirtschaftlich. Des Weiteren dienen die Stromgestehungskosten einer PV-Anlage als Vergleichsbasis mit anderen ggf. vorhandenen Technologien zur lokalen Stromerzeugung (Klein-Windkraft, Mini-BHKW o.Ä.). Je geringer die Stromgestehungskosten, desto besser.

Die Amortisationszeit (in a) beziffert jenen Zeitraum, in welchem die Aufwendungen für Investition und Betrieb einer PV-Anlage durch Einsparungen, infolge dieser Investition ausgeglichen werden. Die Einsparungen werden aus der Differenz zwischen den laufenden Kosten der betrachteten Variante und der Referenzvariante mit gleichem Strombedarfsprofil berechnet. Die Amortisationszeit wird wie folgt berechnet:

%�� =-��5��' #��

6äℎ��7ℎ�� $��

JährlicheEinsparung

=.KostenfürI,WuB+Energiekosten+sonstigeKosten-Erlöse1-EnergiekostenReferenz





5.3 Wirtschaftlichkeit der Varianten Typgebäude EFH

Die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung für die Varianten des Typgebäude EFH zeigt, dass unter den gewählten Randbedingungen ein wirtschaftlicher Betrieb der PV-Anlagen möglich ist. Im Detail spielt der erreichbare Eigennutzungsgrad eine wichtige Rolle für die Wirtschaftlichkeit der Anlagen. Es gilt grundsätzlich, dass ein höherer Eigennutzungsgrad die Wirtschaftlichkeit erhöht, da unter den betrachteten Rahmenbedingungen die Stromgestehungskosten unter den Strombezugskosten liegen. Eine Eigenversorgung mit PV-Strom ist also günstiger als der Strombezug aus dem öffentlichen Netz. Gleichzeitig liegt die EEG-Vergütung für Strom, der in das öffentliche Netz eingespeist wird, in einer ähnlichen Größe wie die Stromgestehungskosten und unter den Strombezugskosten. Aus diesem Grund ist der Eigenverbrauch lokal erzeugten Stroms aus wirtschaftlicher Sicht sinnvoller als dessen Einspeisung in das öffentliche Netz. Die dafür erzielten Erträge würden die gleichzeitig entstehenden Strombezugskosten (durch den Verzicht auf den Eigenverbrauch) nicht kompensieren. Weiter zeigt sich, dass Anlagen mit Stromspeicher trotz höherer Eigennutzungsgrade aufgrund der verhältnismäßig höheren Kosten eine schlechtere Wirtschaftlichkeit aufweisen als Anlagen ohne Speicher. Anlagen ohne Batteriespeicher erreichen Amortisationszeiten unter 15 Jahren.

Nachfolgend werden für das Typgebäude EFH mit ausschließlichem Nutzerstrombedarf die ermittelten Wirtschaftlichkeitskennzahlen grafisch dargestellt (Abbildung 5 bis Abbildung 8). Die Darstellungen sind derart gestaltet, dass ein Vergleich der Wirtschaftlichkeit bei gleichem Strombedarf und unterschiedlicher Anlagenkonfiguration erfolgt. Abbildung 9 zeigt die ermittelten Jahresgesamtkosten für die untersuchten Anlagen im Falle eines Bedarfs im Typgebäude EFH für Nutzer- und Wärmepumpenstrom. Die detaillierten Zahlenwerte zu den Diagrammen bzw. den nicht grafisch dargestellten Kennwerten sind im Anhang einsehbar.

Die Bewertung der Wirtschaftlichkeit einer PV-Anlage mittels der Kennzahlen Jahresgesamtkosten und äquivalenter Strompreis erfolgt durch einen Vergleich mit einer Referenzvariante (VR). Diese Referenzvarianten sind Varianten mit ausschließlichem Strombedarf, ohne lokale Stromerzeugung durch PV. Der Strombedarf wird ausschließlich durch Netzbezug gedeckt, woraus sich die entsprechenden Jahresgesamtkosten und äquivalenten Strompreise errechnen.





Abbildung 5: Jahresgesamtkosten der Varianten mit Typgebäude EFH und Strombedarf für Nutzerstrom

Abbildung 5 zeigt die Jahresgesamtkosten für die EFH-Varianten mit ausschließlichem Nutzerstrombedarf (V02 bis V04, V07 bis V09) im Vergleich zur Referenzvariante VR1 (keine PV-Anlage, Bedarf für Nutzerstrom). Die Jahresgesamtkosten der Referenzvariante liegen mit berechneten 1.311 €/a über den Jahresgesamtkosten aller untersuchten Varianten mit einer lokalen Stromerzeugung durch PV. Im Detail zeigt sich, dass PV-Anlagen mit Stromeigennutzung und ohne Stromspeicher die beste Wirtschaftlichkeit hinsichtlich der JGH aufweisen. Im Vergleich zur Referenzvariante VR1 können diese mit einer PV-Anlage mit 5 kWp um etwa 24 % gesenkt werden (V02: 998 €/a). Eine PV-Anlage mit 12 kWp senkt die JGK um etwa 34 % (V08: 865 €/a). Darüber hinaus zeigt sich, dass eine Maximierung des ENG durch den zusätzlichen Einsatz eines Stromspeichers die Wirtschaftlichkeit von PV-Anlagen zwar verringert, im Vergleich zur Referenz aber nach wie vor wirtschaftlich ist. Auch die vollständige Einspeisung des lokal erzeugten Stroms bei gleichzeitig vollständiger Deckung des Strombedarfs durch Netzbezug ist wirtschaftlich sinnvoll (Senkung der JGK um etwa 8 % in V01 bzw. etwa 20 % in V07).

Abbildung 6 zeigt die äquivalenten Strompreise für die EFH-Varianten mit ausschließlichem Nutzerstrombedarf für das erste Betriebsjahr. Für die Referenzvariante liegt dieser bei berechneten 27,5 €ct/kWh. Der äquivalente Strompreis der Varianten mit einer anteiligen Deckung des Strombedarfs durch lokal erzeugten PV-Strom liegt, mit Ausnahme der Variante V03, unter diesem Wert. Dies macht deren Wirtschaftlichkeit im Vergleich zur Referenz deutlich. Die niedrigsten äquivalenten Strompreise erreichen PV-Anlagen ohne Stromspeicher und einer teilweise Eigennutzung des lokal erzeugten Stroms. Im Vergleich zur Referenzvariante sinkt im ersten Betriebsjahr der äquivalente





Strompreis mit einer PV-Anlage mit 5 kWp (V02) um etwa 24 %, mit 12 kWp (V07) um etwa 37 %. Der äquivalente Strompreis der Variante V03 liegt mit 27,7 €ct/kWh geringfügig über der Referenz. Die angenommene Strompreissteigerung für den Strombezug führt jedoch dazu, dass auch diese über den gesamten Betrachtungszeitraum als wirtschaftlich anzusehen ist. Dies verdeutlichen die oben genannten Jahresgesamtkosten.

Abbildung 6: Äquivalenter Strompreis der Varianten mit Typgebäude EFH und Strombedarf für Nutzerstrom

Abbildung 7 zeigt die Stromgestehungskosten für die EFH-Varianten mit ausschließlichem Nutzerstrombedarf. Aufgrund der nicht vorhandenen PV-Anlage wird für die Referenzvariante kein Wert berechnet. Die Stromgestehungskosten sind unabhängig vom vorhandenen Strombedarf im betrachteten Gebäude. Sie hängen allein von der Anlagengröße bzw. der erzeugten Strommenge und dem Vorhandensein eines Stromspeichers ab. Da Stromspeicher die erzeugte Strommenge einer PV-Anlage nicht beeinflussen (es werden lediglich höhere Eigennutzungsgrade erreicht) weisen PV-Anlagen mit Stromspeicher aufgrund der höheren Investitionskosten zwangsläufig höhere Stromgestehungskosten auf als PV-Anlagen ohne Stromspeicher.

Die Stromgestehungskosten liegen für die betrachteten Anlagen stets unter den Strombezugskosten und in einer ähnlichen Größenordnung wie die erzielbaren Erlöse durch eine Einspeisung in das öffentliche Netz im Rahmen des EEG. Dies weist auf die Wirtschaftlichkeit der Investition unabhängig von der Nutzung des PV-Stroms hin. Sie können beispielsweise auch als Vergleichsmaßstab zu alternativen Technologien zur lokalen Stromerzeugung herangezogen werden (Klein-Windkraftanlagen, Mini-BHKW o.Ä.).





Abbildung 7: Stromgestehungskosten der Varianten mit Typgebäude EFH und Strombedarf für Nutzerstrom

Abbildung 8 zeigt schließlich die berechnete Amortisationszeit für die EFH-Varianten mit ausschließlichem Nutzerstrombedarf. Die Amortisation berechnet sich aus den möglichen Einsparungen im Vergleich zur definierten Referenzvariante (VR) und den dafür notwendigen Investitionen über den gesamten Betrachtungszeitraum. Für die Referenzvariante kann keine Amortisation berechnet werden. Für die dargestellten Varianten liegt die Amortisation bei maximal 15,6 Jahren und somit stets deutlich unter der annehmbaren Lebensdauer einer PV-Anlage von üblicherweise 25 Jahren.





Abbildung 8: Amortisationszeit der Varianten mit Typgebäude EFH und Strombedarf für Nutzerstrom

Abbildung 9: Jahresgesamtkosten der Varianten mit Typgebäude EFH und Strombedarf für Nutzer- und Wärmepumpenstrom





Zur Verdeutlichung des Einflusses des Strombedarfs auf die Wirtschaftlichkeit von PV-Anlagen im Typgebäude EFH stellt Abbildung 9 die JGK der Varianten mit Bedarf für Nutzer- und Wärmepumpenstrom dar. Auch hier zeigt sich, dass Investitionen in PV-Anlagen unter den angenommenen Randbedingungen wirtschaftlich sind, unabhängig von der Nutzung des lokal erzeugten Stroms und vom Einsatz eines zusätzlichen Stromspeichers zur Steigerung des Eigennutzungsgrads. Die beste Wirtschaftlichkeit weisen die Varianten mit Eigennutzung und ohne Stromspeicher auf. V05 (5 kWp) weist im Vergleich zur Referenz VR2 etwa 14 % und V11 (12 kWp) etwa 20 % geringere Jahresgesamtkosten auf.

5.4 Wirtschaftlichkeit der Varianten Typgebäude MFH

Die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung für die Varianten des Typgebäude MFH zeigt, dass ein wirtschaftlicher Betrieb der PV-Anlagen nicht unter allen gewählten Randbedingungen möglich ist. Im Detail spielt wie für die EFH-Varianten der erreichbare Eigennutzungsgrad und somit das vorhandene Bedarfsprofil eine wichtige Rolle für die Wirtschaftlichkeit der Anlagen. Grundsätzlich gilt, dass ein höherer Eigennutzungsgrad die Wirtschaftlichkeit erhöht. Aufgrund der höheren spezifischen Investitionskosten bei gleichzeitig relativ geringeren spezifischen Stromerträgen weisen Anlagen mit Fassadenintegration eine schlechtere bzw. keine Wirtschaftlichkeit auf. Weiter zeigt sich (wie für das Typgebäude EFH), dass Anlagen mit Batteriespeicher aufgrund der verhältnismäßig höheren Kosten eine schlechtere Wirtschaftlichkeit aufweisen als Anlagen ohne PV-Speicher.

Für das Typgebäude MFH werden nachfolgend die ermittelten Wirtschaftlichkeitskennzahlen jener Varianten mit Strombedarf für Allgemeinstrom, Wärmepumpe und Mieterstrom dargestellt. Diese Varianten mit Allgemeinstrom, Wärmepumpe und Mieterstrom sind die Varianten V19 bis V21, V28 bis V30, V37 bis V39 und V46 bis V48 und stellen die Varianten dieser Studie mit den größten, absolutem Bedarfen dar. In diesem Bedarfsszenario wird ein sogenanntes Mieterstrommodell angenommen, in welchem der Betreiber der PV-Anlage nicht alleiniger lokaler Nutzer des lokal erzeugten Stroms ist, sondern diesen anteilig an die Mieter des MFH im Rahmen eines Direktliefervertrags zur anteiligen Deckung des Mieterstrombedarfs liefert (siehe auch Abschnitt 2.3.2 Strombedarf Mehrfamilienhaus). Für die Umsetzung eines solchen Mieterstrommodells wird in der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung ein zusätzlicher finanzieller Aufwand für Stromzählung und –abrechnung in Höhe von 40 €/a je Wohneinheit einberechnet.

Für die Varianten mit ausschließlichem Allgemeinstrombedarf bzw. für Allgemein- und Wärmepumpenstrombedarf werden ausschließlich die Jahresgesamtkosten dargestellt. Sämtliche Zahlenwerte zu den Diagrammen und zu den weiteren Kennzahlen sind im Anhang einsehbar.

Abbildung 10 zeigt die Jahresgesamtkosten für die MFH-Varianten mit Allgemein-, Wärmepumpen- und Mieterstrombedarf im Vergleich zur Referenzvariante VR5 (keine PV-Anlage, Bedarf für Allgemein-, Wärmepumpen- und Mieterstrom). Die Jahresgesamtkosten der Referenzvariante liegen bei berechneten 26.361 €/a. Die beste Wirtschaftlichkeit weist in dieser Betrachtung die 60kWp-Anlage ohne Fassadenanteil, ohne Stromspeicher und mit Stromeigennutzung (V38) auf (Reduktion der JGK um etwa 14 %). Auch die





60kWp-Anlage ohne Fassadenanteil, ohne Stromspeicher und mit vollständiger Einspeisung (V37) und die die 60kWp-Anlage ohne Fassadenanteil, mit Stromspeicher und mit Stromeigennutzung (V39) sind wirtschaftlich. Bei den Varianten für MFH mit kleinerer PV-Anlage ohne Fassadenanteil sind jene ohne Stromspeicher wirtschaftlich, egal ob die Variante mit vollständiger Einspeisung (V19) oder mit Eigenversorgung (V20) betrachtet wird (V19: Reduktion der JGK um etwa 1 %; V20: Reduktion der JGK um etwa 2 %). Der Einsatz eines Stromspeichers ist für die PV-Anlagen mit 9,9 kWp nicht wirtschaftlich (V21), da die Anlage im Vergleich zum bilanzierten Strombedarf relativ klein ist. Werden neben Aufdachanlagen auch fassadenintegrierte PV-Anlagen berücksichtigt, zeigt sich, dass deren Wirtschaftlichkeit aufgrund der hohen spezifischen Anlagenkosten und den vergleichsweise geringeren Erträgen aufgrund der ungünstigeren Ausrichtung zur Sonnenstrahlung unter den betrachteten Rahmenbedingungen i.d.R. nicht wirtschaftlich sind. Lediglich Varianten mit kleinem Fassadenanteil und Stromeigennutzung können wirtschaftlich sein. V47 weist JGK auf die um etwa 3 % geringer sind als in der Referenzvariante.

Abbildung 10: Jahresgesamtkosten der Varianten mit Typgebäude MFH und Strombedarf für Allgemein-, Wärmepumpen und Mieterstrombedarf

Abbildung 11 zeigt die äquivalenten Strompreise für die MFH-Varianten mit Allgemein-, Wärmepumpen- und Mieterstrombedarf im ersten Betriebsjahr. Für die Referenzvariante liegen diese bei berechneten 25,4 €ct/kWh. Werden die äquivalenten Strompreise der verschiedenen Varianten mit PV-Anlagen mit diesem Referenzwert verglichen, ergeben sich die gleichen Folgerungen zur Wirtschaftlichkeit wie aus der oben genannten Betrachtung der JGK. PV-Anlagen ohne fassadenintegrierten Anteilen weisen niedrigere äquivalente Strompreise auf als die Referenz und sind wirtschaftlich





(einzige Ausnahme V21: 9,9 kWp mit Stromspeicher). Wird zur Aufdachanlage eine Fassadenintegrierte kombiniert, steigt der äquivalente Strompreis aufgrund hoher Anlagenkosten bei gleichzeitig niedrigen Stromerträgen und werden unwirtschaftlich (einzige Ausnahme V47: 60 kWp Aufdachanlage, 32,7 kWp fassadenintegriert, ohne Stromspeicher, Strom-Eigenverbrauch). Die beste Wirtschaftlichkeit hinsichtlich des äquivalenten Strompreises weist Variante V38 auf. Die Reduktion beträgt im Vergleich zur Referenz VR5 etwa 13 %.

Abbildung 11: Äquivalenter Strompreis der Varianten mit Typgebäude MFH und Strombedarf für Allgemein-, Wärmepumpen und Mieterstrombedarf

Abbildung 12 zeigt die Stromgestehungskosten für die MFH-Varianten mit Allgemein-, Wärmepumpen- und Mieterstrombedarf. Aufgrund der nicht vorhandenen PV-Anlage wird für die Referenzvariante kein Wert berechnet. Die Stromgestehungskosten sind unabhängig vom vorhandenen Strombedarf im betrachteten Gebäude. Sie hängen allein von der Anlagengröße bzw. der erzeugten Strommenge und dem Vorhandensein eines Stromspeichers ab. Da Stromspeicher die erzeugte Strommenge einer PV-Anlage nicht beeinflussen (es werden lediglich höhere Eigennutzungsgrade erreicht) weisen PV-Anlagen mit Stromspeicher aufgrund der höheren Investitionskosten zwangsläufig höhere Stromgestehungskosten auf als PV-Anlagen ohne Stromspeicher.

Die Stromgestehungskosten liegen für die betrachteten Anlagen stets unter den Strombezugskosten. Hieraus folgt, dass ein wirtschaftlicher Nutzen vorhanden ist, wenn der lokal erzeugte Strom den Netzbezug aus dem öffentlichen Netz substituiert (Eigennutzungsgrad). Ein Vergleich der Stromgestehungskosten mit den erzielbaren Erlösen durch eine Einspeisung in das öffentliche Netz im Rahmen des EEG zeigt





jedoch, dass speziell für Anlagenvarianten mit fassadenintegrierter PV die Stromgestehungskosten deutlich höher sind als die EEG-Vergütung. Das Einspeisen von Überschüssen aus der lokalen Stromerzeugung in das öffentliche Netz stellt für diese Anlagenvarianten dementsprechend einen maßgeblichen wirtschaftlichen Nachteil dar. Diese Varianten sind in der Folge unwirtschaftlich. Neben der Bewertung der Wirtschaftlichkeit einer PV-Anlage gegenüber dem reinen Strombezug aus dem öffentlichen Netz, können die Stromgestehungskosten beispielsweise auch als Vergleichsmaßstab zu alternativen Technologien zur lokalen Stromerzeugung herangezogen werden (Klein-Windkraftanlagen, Mini-BHKW o.Ä.).

Abbildung 12: Stromgestehungskosten der Varianten mit Typgebäude MFH und Strombedarf für Allgemein-, Wärmepumpen und Mieterstrombedarf

Abbildung 13 zeigt schließlich die berechnete Amortisationszeit für die MFH-Varianten mit Allgemein-, Wärmepumpen- und Mieterstrombedarf. Die Amortisation berechnet sich aus den möglichen Einsparungen im Vergleich zur definierten Referenzvariante (VR) und den dafür notwendigen Investitionen über den gesamten Betrachtungszeitraum. Für die Referenzvariante kann keine Amortisation berechnet werden.

Unter Annahme einer Anlagenlebensdauer von 25 Jahren kann aus der Abbildung entnommen werden, dass sich die Anlagen, mit Ausnahme der Varianten V28 bis V30, amortisieren. Es wird auch der negative Einfluss der fassadenintegrierten PV-Anlagen auf die Wirtschaftlichkeit deutlich. Auch wenn sich die Anlagenvarianten V46 bis V48 innerhalb von maximal 18,3 amortisieren, weisen die Varianten mit Fassadenintegration die relativ schlechteste Wirtschaftlichkeit auf. Die Varianten mit ausschließlich Aufdachanlagen weisen eine Amortisation unter 15 Jahren auf (Ausnahme: V21). Die geringste Amortisationszeit





wurde mit 9,2 Jahren für die Variante V38 ermittelt (60 kWp Aufdach, ohne Fassadenanteil, ohne Stromspeicher, mit Stromeigennutzung).

Abbildung 13: Amortisationszeit der Varianten mit Typgebäude MFH und Strombedarf für Allgemein-, Wärmepumpen und Mieterstrombedarf

Zur Verdeutlichung des Einflusses des bilanzierten Strombedarfs im Typgebäude MFH werden im Folgenden die Jahresgesamtkosten JGK der MFH-Varianten mit Bedarf für Allgemeinstrom (Abbildung 14) und für Allgemein- und Wärmepumpenstrom (Abbildung 15) dargestellt. Steht zur Bilanzierung lediglich der Allgemeinstrombedarf zur Verfügung, liegen die JGK der entsprechenden Referenzvariante VR3 bei 1.760 €/a (Abbildung 14). Demgegenüber weisen die Anlagenvarianten mit einer Aufdachanlage mit 9,9 kWp ohne Stromspeicher (V13 und V14) niedrigere JGK auf und sind entsprechend wirtschaftlich (V13: Senkung JGK um etwa 12 %; V14: Senkung JGK um etwa 30 %). Wird für die Anlagenkonfiguration ein Stromspeicher zur Steigerung des Eigennutzungsgrades eingesetzt (V15) ist dies nicht als wirtschaftlich zu erachten. Wird die Aufdachanlage auf 60 kWp vergrößert (V31 bis V33) ergibt sich eine sehr gute Wirtschaftlichkeit aufgrund der entstehenden hohen Erlöse durch den Verkauf von Stromüberschüssen im Rahmen des EEG. Die Varianten V31 und V32 erreichen sogar negative Jahresgesamtkosten. Die Investition generiert in der Gesamtbilanz also Einnahmen, welche die Ausgaben für Strombezug und Anlagenbetrieb übersteigen. Durch den geringen Allgemeinstrombedarf kommt es in allen Varianten zu relativ hohen Stromüberschüssen aus lokaler Erzeugung und geringen Eigennutzungsgraden. Die, im Vergleich zu den Erlösen durch Stromeinspeisung, hohen Stromgestehungskosten der Anlagenvarianten mit fassadenintegrierter PV (V22 bis V24 und V40 bis V42) führen dazu, dass diese deutlich unwirtschaftlich sind.





Abbildung 14: Jahresgesamtkosten der Varianten mit Typgebäude MFH und Strombedarf für Allgemeinstrom

Abbildung 15: Jahresgesamtkosten der Varianten mit Typgebäude MFH und Strombedarf für Allgemein- und Wärmepumpenstrom





Steht zur Bilanzierung ein Bedarf für Allgemein- und Wärmepumpenstrom zur Verfügung, liegen die JGK der entsprechenden Referenzvariante VR5 bei 10.074 €/a (Abbildung 15). Demgegenüber weisen die Anlagenvarianten mit einer Aufdachanlage mit 9,9 kWp ohne Stromspeicher (V16 und V17) niedrigere JGK auf und sind entsprechend wirtschaftlich (V16: Senkung JGK um etwa 2 %; V17: Senkung JGK um etwa 6 %). Wird für die Anlagenkonfiguration ein Stromspeicher zur Steigerung des Eigennutzungsgrades eingesetzt (V18) liegen die JGK mit 10.080 €/a geringfügig über jenen der Referenz. Wird die Aufdachanlage auf 60 kWp vergrößert (V34 bis V36) ergibt sich eine sehr gute Wirtschaftlichkeit (V34: Senkung JGK um etwa 20 %; V33: Senkung JGK um etwa 28 %; V34: Senkung JGK um etwa 13 %). Für die Varianten mit fassadenintegrierten Anlagen gilt analog zu den anderen untersuchten Bedarfsszenarien, dass diese mit Blick auf die JGK nicht wirtschaftlich sind.





6 Sensitivitätsanalyse

Zur Bewertung der zuvor dargestellten Wirtschaftlichkeitsbetrachtung der untersuchten Anlagenvarianten und zur Untersuchung deren Abhängigkeit von den gewählten Randbedingungen wurden Sensitivitätsanalysen durchgeführt. Dabei wurde stets ein ausgewählter Parameter verändert und die Wirtschaftlichkeitskennzahlen neu berechnet. Aus der Änderung der Wirtschaftlichkeitskennzahlen infolge der Änderung des gewählten Parameters wird die Sensitivität des Ergebnisses abgeschätzt. Dies ist von Interesse wenn die gewählten Parameter mit einer Unsicherheit behaftet sind oder wirkungsvolle Einflussfaktoren auf das Ergebnis identifiziert werden sollen. Im Rahmen der durchgeführten Sensitivitätsanalyse wurden folgende Parameter variiert:

1. Verringerung der Investitionskosten (Förderung oder Preisdegression) 2. Verringerung der Speicherkosten (Förderung oder Preisdegression) 3. Änderung des Eigennutzungsgrads (Änderungen im Nutzerverhalten) 4. Änderung des PV-Ertrags für EFH-Varianten mit PV-Dachanlage von 12 kWp

(Änderung der Orientierung)

Die Ergebnisse dieser Sensitivitätsanalysen werden im Folgenden anhand der beiden Kennzahlen Jahresgesamtkosten und Amortisationszeit für die EFH-Varianten mit Nutzerstrombedarf und die MFH-Varianten mit Allgemein-, Wärmepumpen- und Mieterstrombedarf dargestellt. Die Zahlenwerte zu den Diagrammen und den nicht grafisch dargestellten Varianten können dem Anhang entnommen werden.

6.1 Verringerung der Investitionskosten

In dieser Sensitivitätsanalyse wird der Einfluss der Gesamtinvestitionskosten auf die Wirtschaftlichkeit von PV-Anlagen untersucht. Diese können infolge einer allgemeinen Preis-degression oder durch eine Förderung in Form eines Zuschusses auf die Gesamtinvestition sinken. Untersucht wird eine Reduktion der Investitionskosten um 10, 20 und 30 %.

Typgebäude EFH

Für das Typgebäude EFH zeigt sich, dass eine Reduktion der Investitionskosten die ohnehin gute Wirtschaftlichkeit weiter verbessert. Abbildung 16 zeigt den Einfluss der untersuchten Kostenreduktionen auf die Jahresgesamtkosten der EFH-Varianten mit ausschließlichem Nutzerstrombedarf. Abbildung 17 zeigt die Ergebnisse derselben Sensitivitätsanalyse auf die Amortisationszeiten. Diese werden durch die Verringerung der Investitionskosten nochmal deutlich verringert.





Abbildung 16: Sensitivität der Jahresgesamtkosten der EFH-Varianten mit Strombedarf für Nutzerstrom auf eine Reduktion der Gesamtinvestition

Abbildung 17: Sensitivität der Amortisationszeit der EFH-Varianten mit Strombedarf für Nutzerstrom auf eine Reduktion der Gesamtinvestition





Typgebäude MFH

Eine Reduktion der Investitionskosten verbessert ebenfalls die Wirtschaftlichkeit der untersuchten MFH-Varianten. Während eine Verringerung der Investitionskosten das Ergebnis der ohnehin wirtschaftlichen Varianten weiter verbessert (Varianten ohne fassadenintegrierter PV) können bisher unwirtschaftliche Konfigurationen dadurch wirtschaftlich werden. Insbesondere die Anlagenvarianten V46 bis V48 mit 60 kWp Aufdachanlagen und fassadenintegrierter Anlage profitieren von der angenommenen Preisreduktion (siehe Abbildung 18). Die Varianten V28 bis V30 mit einer Aufdachanlage von 9,9 kWp und einer fassadenintegrierten Anlage bleiben selbst bei einer hohen Reduktion der Investitionskosten von 30 % unwirtschaftlich, liegen dann aber nur noch geringfügig über den JGK der Referenz.

Abbildung 18: Sensitivität der Jahresgesamtkosten der MFH-Varianten mit Strombedarf für Allgemein-, Wärmepumpen- und Mieterstrom auf eine Reduktion der Gesamtinvestition

Mit Blick auf die Amortisationszeit (Abbildung 19) wird ersichtlich, dass sich alle MFH-Varianten infolge der angenommenen Preisreduktion innerhalb der Lebensdauer amortisieren. Dies gilt auch für kombinierte Anlagen mit Aufdach- und Fassadenintegration.





Abbildung 19: Sensitivität der Amortisationszeit der MFH-Varianten mit Strombedarf für Allgemein-, Wärmepumpen- und Mieterstrom auf eine Reduktion der Gesamtinvestition

6.2 Verringerung der Speicherkosten

In dieser Sensitivitätsanalyse wird der Einfluss der Speicherkosten auf die Wirtschaftlichkeit von PV-Anlagen untersucht. Diese können infolge einer allgemeinen Preisdegression durch eine fortschreitende Technologieentwicklung und Marktdurchdringung sinken. Untersucht wird eine Reduktion der Investitionskosten für Speicher um 10, 20 und 30 %. Eine Änderung der Wirtschaftlichkeit ergibt sich in diesem Fall nur für jene Varianten in den der Einsatz eines Batteriespeichers angenommen wird. Die Untersuchung, dass eine derartige Preisdegression von Batteriespeichern, bei ansonsten unveränderten Rand-bedingungen, die zuvor gezeigten wirtschaftlichen Nachteile von Anlagen-konfigurationen mit Batteriespeichern gegenüber Anlagen ohne Batteriespeichern nicht kompensieren kann.

Typgebäude EFH

Abbildung 20 zeigt den Einfluss der untersuchten Reduktionsstufen bzgl. der Speicherkosten auf die Jahresgesamtkosten der EFH-Varianten mit ausschließlichem Nutzerstrombedarf. Abbildung 21 zeigt die Ergebnisse derselben Sensitivitätsanalyse auf die Amortisations-zeiten. Von Bedeutung ist hier die Beobachtung, dass trotz Preisreduktion der Speicher die JGK der Varianten ohne Speicher nach wie niedriger sind als jene der Varianten mit Stromspeicher, bei ansonsten gleichen Randbedingungen. D.h. die erreichbare Kosteneinsparung durch eine Erhöhung des Eigennutzungsgrads rechtfertigt die Investition in ein Batteriespeichersystem auch bei einer Preisreduktion der Speicher nicht.





Abbildung 20: Sensitivität der Jahresgesamtkosten der EFH-Varianten mit Strombedarf für Nutzerstrom auf eine Reduktion der Speicherkosten

Abbildung 21: Sensitivität der Amortisationszeit der EFH-Varianten mit Strombedarf für Nutzerstrom auf eine Reduktion der Speicherkosten





Typgebäude MFH

Eine Reduktion der Investitionskosten für Batteriespeicher verbessert auch für das Typgebäude MFH die Wirtschaftlichkeit der betroffenen Varianten leicht. Es gelten jedoch dieselben Beobachtungen wie für die EFH-Varianten. Abbildung 22 zeigt die Entwicklung der JGK der MFH-Varianten infolge einer Reduktion der Speicherkosten. Abbildung 23 deren Einfluss auf die Amortisationszeit.

Abbildung 22: Sensitivität der Jahresgesamtkosten der MFH-Varianten mit Strombedarf für Allgemein-, Wärmepumpen- und Mieterstrom auf eine Reduktion der Speicherkosten

6.3 Änderung des Eigennutzungsgrads

Durch die Variation des Eigennutzungsgrads lokal erzeugten PV-Stroms wird untersucht welchen Einfluss eine Unsicherheit über die zeitliche Überlagerung von Strombedarf und Stromerzeugung auf die Wirtschaftlichkeit der PV-Anlagen auswirkt. Diese Sensitivitätsanalyse betrifft insofern die Energiebilanzen, auf welche die Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen basieren. Für die Untersuchung wurde der Eigenverbrauch lokal erzeugten Stroms um je +10 % und –10 % variiert. D.h. der Anteil des Strombedarfs, welcher jährlich durch lokal erzeugten Strom gedeckt wird (in kWh/a), wird um ± 10 % verändert. In der Folge ändert sich auch der Eigennutzungsgrad ebenfalls um ± 10 % (nicht um ± 10 %-Punkte). Diese Änderung des ENG ist beispielsweise im Vergleich zur erreichbaren Änderung durch den Einsatz eines Batteriespeichers gering. Mit dem ENG ändern sich gleichzeitig auch der aus dem Netz bezogene Strom und damit die Strombezugskosten der Varianten.





Abbildung 23: Sensitivität der Amortisationszeit der MFH-Varianten mit Strombedarf für Allgemein-, Wärmepumpen- und Mieterstrom auf eine Reduktion der Speicherkosten

Fazit dieser Sensitivitätsanalyse ist, dass eine Änderung des lokal genutzten Stroms aus lokaler Erzeugung um ± 10 % eine geringe Auswirkung auf die Wirtschaftlichkeit von PV-Anlagen besitzt. Grundsätzlich verbessert sich die Wirtschaftlichkeit im Falle eines höheren Eigennutzungsgrads und verschlechtert sich dementsprechend bei einem niedrigeren. Da der Einfluss unabhängig von der Gebäudetypologie ist werden nur die Ergebnisse für die MFH-Varianten dargestellt. In Abbildung 24 sind die JGK der MFH-Varianten in Abhängigkeit vom ENG dargestellt. Abbildung 25 zeigt die Veränderungen der Amortisationszeiten.

Hinweis: Da der Eigennutzungsgrad per Definition einen Maximalwert von 100 % nicht übersteigen kann, zeigen die Varianten V20 und V21 (ENG in der Basisauswertung von 98,3 % und 99,9 %) keine erkennbare Verbesserung der Wirtschaftlichkeit durch eine Erhöhung des ENG um +10 % bzw. auf den Maximalwert von 100 %.





Abbildung 24: Sensitivität der Jahresgesamtkosten der MFH-Varianten mit Strombedarf für Allgemein-, Wärmepumpen- und Mieterstrom auf eine Änderung des Eigennutzungsgrads (ENG)

Abbildung 25: Sensitivität der Amortisationszeit der MFH-Varianten mit Strombedarf für Allgemein-, Wärmepumpen- und Mieterstrom auf eine Änderung des Eigennutzungsgrads (ENG)





6.4 Änderung des PV-Ertrags

Die Sensitivität der Ergebnisse hinsichtlich des PV-Ertrags wird beispielhaft anhand der EFH-Varianten mit einer Dachanlage mit 12 kWp und durch die Annahme einer geänderten Orientierung der Gebäude untersucht. Zu diesem Zweck wurden Simulationen mittels PV*SOL Professional durchgeführt (siehe 2.2.1 Bestimmung der Stromerträge der PV-

Anlagen). Die untersuchten Ausrichtungen des Gebäudes sind:

1. Basis – Orientierung nach Süden (15° Abweichung nach Westen) , 10° Neigung 2. Orientierung nach Osten, 10° Neigung 3. Orientierung nach Westen, 10° Neigung

Das Ergebnis dieser Sensitivitätsanalyse zeigt, dass durch die geänderte Orientierung des Gebäudes und die damit verbundene Minderung des PV-Ertrags die Wirtschaftlichkeit insgesamt verschlechtert wird. Eine eventuell verbesserte Überlagerung von Strombedarf und -erzeugung und die folglich höhere Eigennutzung können den verringerten PV-Ertrag nicht kompensieren. Die Unterschiede zwischen den Orientierungen Ost und West sind dabei vernachlässigbar. Abbildung 26 zeigt die Veränderung der JGK durch eine geänderte Orientierung der Gebäude. Abbildung 27 zeigt den Einfluss der Anlagenorientierung auf die Amortisationszeit.

Abbildung 26: Sensitivität der Jahresgesamtkosten der EFH-Varianten mit einer PV-Anlage von 12 kWp auf eine Änderung des PV-Ertrags





Abbildung 27: Sensitivität der Amortisationszeit der EFH-Varianten mit einer PV-Anlage von 12 kWp auf eine Änderung des PV-Ertrags





7 Fazit

Die wichtigsten Ergebnisse dieser Studie werden im Folgenden stichpunktartig zusammengefasst:

• Dachmontierte PV-Anlagen auf Ein- und Mehrfamilienhäuser sind wirtschaftlich.

• Die anteilige Nutzung des lokal erzeugten PV-Stroms durch den Betreiber erhöht die Wirtschaftlichkeit gegenüber einer vollständigen Einspeisung in das öffentliche Netz. Je höher der Eigennutzungsgrad, desto höher die Wirtschaftlichkeit.

• Auch die vollständige Einspeisung lokal erzeugten PV-Stroms ist in der Regel wirtschaftlich.

• Der Einsatz von Stromspeichern zur Erhöhung des Eigennutzungsgrads ist wirtschaftlich im Vergleich zum Verzicht auf eine PV-Anlage und einer reinen Stromversorgung aus dem öffentlichen Netz.

• Aufgrund der notwendigen Mehrinvestitionen für Stromspeichersysteme weisen PV-Anlagen mit Stromspeicher eine schlechtere Wirtschaftlichkeit auf, als PV-Systeme ohne Stromspeicher.

• Eine Preisreduktion für Stromspeicher bis zu 30 % führt PV-Systeme mit Stromspeicher ändert die Wirtschaftlichkeit nicht.

• Fassadenintegrierte PV-Anlagen sind aufgrund der relativ hohen Investitionskosten und der niedrigeren Stromerträge infolge der ungünstigen Ausrichtung in aller Regel nicht wirtschaftlich. Eine gut dimensionierte Kombination aus Dach- und Fassadenintegration kann jedoch einen wirtschaftlichen Betrieb ermöglichen.

• Eine Reduktion der Investitionskosten für PV-Systeme um bis zu 30 % kann fassadenintegrierte PV-Systeme wirtschaftlich machen.

• Betreibermodelle nach dem Mieterstrommodell erreichen hohe Eigennutzungsgrade und sind trotz Mehraufwand für Zählung und Abrechnung wirtschaftlich.





Anhang

Abkürzungen

Kürzel Bezeichnung

EV Eigenverbrauch PV-Strom

AuSp Bezug aus Stromspeicher

NB Netzbezug

AS Allgemeinstrom

WP Wärmepumpenstrom

NS Nutzerstrom

MS Mieterstrom

NE Netzeinspeisung

ENG Eigennutzungsgrad

EVG Eigenversorgungsgrad

Invest. Gesamte Investitionskosten

JGK Jahresgesamtkosten





Energiebilanzen: Tabellarische Zusammenfassung

Variante EV – AS [kWh/a]

EV - WP [kWh/a]

EV - NS/MS [kWh/a]

AuSp - AS [kWh/a]

AuSp - WP [kWh/a]

AuSp - NS/MS [kWh/a]

NB - AS [kWh/a]

NB - WP [kWh/a]

NB - NS/MS [kWh/a]

NE PV [kWh/a]

ENG [%]

EVG [%]

VR1 0 0 0 0 0 0 0 0 4.277 0 0 0

VR2 0 0 0 0 0 0 0 4.392 4.277 0 0 0

VR3 0 0 0 0 0 0 5.936 0 0 0 0 0

VR4 0 0 0 0 0 0 5.936 38.161 0 0 0 0

VR5 0 0 0 0 0 0 5.936 38.161 48.763 0 0 0

V01 0 0 0 0 0 0 0 0 4.277 -5.295 0,00 0,00

V02 0 0 1.707 0 0 0 0 0 2.570 -3.588 0,32 0,40

V03 0 0 1.707 0 0 937 0 0 1.633 -2.605 0,50 0,62

V04 0 0 0 0 0 0 0 4.392 4.277 -5.295 0,00 0,00

V05 0 891 1.351 0 0 0 0 3.501 2.926 -3.053 0,42 0,26

V06 0 891 1.351 0 315 576 0 3.186 2.351 -2.119 0,59 0,36

V07 0 0 0 0 0 0 0 0 4.277 -12.781 0,00 0,00

V08 0 0 1.934 0 0 0 0 0 2.343 -10.847 0,15 0,45

V09 0 0 1.934 0 0 1.126 0 0 1.217 -9.665 0,24 0,72

V10 0 0 0 0 0 0 0 4.392 4.277 -12.781 0,00 0,00

V11 0 1.225 1.669 0 0 0 0 3.167 2.608 -9.887 0,23 0,33

V12 0 1.225 1.669 0 400 690 0 2.767 1.918 -8.743 0,31 0,46

V13 0 0 0 0 0 0 5.936 0 0 -10.500 0,00 0,00

V14 2.579 0 0 0 0 0 3.357 0 0 -7.920 0,25 0,43

V15 2.579 0 0 1.849 0 0 1.507 0 0 -5.981 0,42 0,75

V16 0 0 0 0 0 0 5.936 38.161 0 -10.500 0,00 0,00

V17 2.579 1.849 0 0 0 0 3.357 36.312 0 -6.071 0,42 0,10

V18 2.579 1.849 0 383 2.373 0 2.974 33.939 0 -3.178 0,68 0,16

V19 0 0 0 0 0 0 5.936 38.161 48.763 -10.500 0,00 0,00

V20 2.579 1.849 5.895 0 0 0 3.357 36.312 42.868 -177 0,98 0,11

V21 2.579 1.849 5.895 2 64 99 3.355 36.248 42.770 -11 1,00 0,11





V22 0 0 0 0 0 0 5.936 0 0 -32.772 0,00 0,00

V23 2.715 0 0 0 0 0 3.221 0 0 -30.058 0,08 0,46

V24 2.715 0 0 2.159 0 0 1.063 0 0 -27.793 0,15 0,82

V25 0 0 0 0 0 0 5.936 38.161 0 -32.772 0,00 0,00

V26 2.715 6.015 0 0 0 0 3.221 32.146 0 -24.043 0,27 0,20

V27 2.715 6.015 0 516 2.435 0 2.706 29.711 0 -20.944 0,36 0,26

V28 0 0 0 0 0 0 5.936 38.161 48.763 -32.772 0,00 0,00

V29 2.715 6.015 12.246 0 0 0 3.221 32.146 36.517 -11.797 0,64 0,23

V30 2.715 6.015 12.246 78 628 1.348 3.144 31.518 35.169 -9.642 0,70 0,25

V31 0 0 0 0 0 0 5.936 0 0 -63.363 0,00 0,00

V32 2.898 0 0 0 0 0 3.038 0 0 -60.465 0,05 0,49

V33 2.898 0 0 2.248 0 0 790 0 0 -58.105 0,08 0,87

V34 0 0 0 0 0 0 5.936 38.161 0 -63.363 0,00 0,00

V35 2.898 8.761 0 0 0 0 3.038 29.400 0 -51.705 0,18 0,26

V36 2.898 8.761 0 846 4.041 0 2.192 25.359 0 -46.576 0,26 0,38

V37 0 0 0 0 0 0 5.936 38.161 48.763 -63.363 0,00 0,00

V38 2.898 8.761 16.241 0 0 0 3.038 29.400 32.522 -35.464 0,44 0,30

V39 2.898 8.761 16.241 237 1.258 2.693 2.802 28.142 29.829 -31.070 0,51 0,35

V40 0 0 0 0 0 0 5.936 0 0 -85.636 0,00 0,00

V41 2.904 0 0 0 0 0 3.032 0 0 -82.732 0,03 0,49

V42 2.904 0 0 2.251 0 0 781 0 0 -80.369 0,06 0,87

V43 0 0 0 0 0 0 5.936 38.161 0 -85.636 0,00 0,00

V44 2.904 9.612 0 0 0 0 3.032 28.549 0 -73.120 0,15 0,28

V45 2.904 9.612 0 874 3.978 0 2.158 24.570 0 -68.026 0,20 0,39

V46 0 0 0 0 0 0 5.936 38.161 48.763 -85.636 0,00 0,00

V47 2.904 9.612 17.469 0 0 0 3.032 28.549 31.294 -55.651 0,35 0,32

V48 2.904 9.612 17.469 276 1.401 2.748 2.756 27.148 28.546 -51.007 0,40 0,37





Wirtschaftlichkeitsbetrachtung: Tabellarische Zusammenfassung

Variante Gebäudetyp PV-Anlage [kWp]

Speichergröße [kWh]

Investition [€]

Barwert Invest. [€]

JGK [€/a]

Stromgestehungskosten [€ct/kWh]

äquivalenter Strompreis [€ct/kWh]

Amortisation [a]

VR1 EFH - 0 0 0 1.311 0,0 27,5 0,0

VR2 EFH - 0 0 0 2.331 0,0 24,1 0,0

VR3 MFH - 0 0 0 1.760 0,0 26,6 0,0

VR4 MFH - 0 0 0 10.073 0,0 20,5 0,0

VR5 MFH - 0 0 0 26.361 0,0 25,4 0,0

V01 EFH 5 0 7.500 7.724 1.203 12,3 24,6 13,3

V02 EFH 5 0 7.500 7.724 998 12,3 20,8 9,8

V03 EFH 5 5 12.500 13.954 1.273 19,4 27,7 15,6

V04 EFH 5 0 7.500 7.724 2.223 12,3 22,7 13,3

V05 EFH 5 0 7.500 7.724 2.003 12,3 20,7 9,6

V06 EFH 5 5 12.500 13.954 2.300 19,4 24,3 15,7

V07 EFH 12 0 18.000 18.537 1.050 12,2 20,5 13,3

V08 EFH 12 0 18.000 18.537 865 12,2 17,2 11,7

V09 EFH 12 5 23.000 24.767 1.127 15,3 24,0 14,5

V10 EFH 12 0 18.000 18.537 2.069 12,2 20,6 13,3

V11 EFH 12 0 18.000 18.537 1.860 12,2 18,9 11,6

V12 EFH 12 5 23.000 24.767 2.148 15,3 22,5 14,5

V13 MFH 9,9 0 14.850 15.293 1.544 12,3 22,4 13,3

V14 MFH 9,9 0 14.850 15.293 1.233 12,3 18,2 10,5

V15 MFH 9,9 10 24.850 27.754 1.832 19,5 29,0 17,1

V16 MFH 9,9 0 14.850 15.293 9.857 12,3 19,9 13,3

V17 MFH 9,9 0 14.850 15.293 9.430 12,3 19,2 9,7

V18 MFH 9,9 10 24.850 27.754 10.079 19,5 20,7 16,4

V19 MFH 9,9 0 14.850 15.293 26.145 12,3 25,2 13,3

V20 MFH 9,9 0 14.850 15.293 25.849 12,3 25,1 10,6

V21 MFH 9,9 10 24.850 27.754 26.598 19,5 25,9 19,3





V22 MFH 42,6 0 80.170 82.562 4.165 21,2 65,2 31,2

V23 MFH 42,6 0 80.170 82.562 3.896 21,2 61,8 28,3

V24 MFH 42,6 10 90.170 95.022 4.583 23,9 74,2 31,8

V25 MFH 42,6 0 80.170 82.562 12.478 21,2 25,7 31,2

V26 MFH 42,6 0 80.170 82.562 11.947 21,2 24,9 26,0

V27 MFH 42,6 10 90.170 95.022 12.693 23,9 26,7 29,8

V28 MFH 42,6 0 80.170 82.562 28.766 21,2 27,9 31,2

V29 MFH 42,6 0 80.170 82.562 27.858 21,2 27,4 23,2

V30 MFH 42,6 10 90.170 95.022 28.591 23,9 28,2 26,5

V31 MFH 60 0 75.000 77.237 -297 10,3 -11,0 11,4

V32 MFH 60 0 75.000 77.237 -597 10,3 -14,9 10,9

V33 MFH 60 10 85.000 89.698 71 11,7 -2,8 12,5

V34 MFH 60 0 75.000 77.237 8.017 10,3 15,4 11,4

V35 MFH 60 0 75.000 77.237 7.292 10,3 14,3 10,3

V36 MFH 60 10 95.000 102.159 8.808 13,1 17,9 13,6

V37 MFH 60 0 75.000 77.237 24.304 10,3 23,0 11,4

V38 MFH 60 0 75.000 77.237 22.732 10,3 22,0 9,2

V39 MFH 60 20 95.000 102.159 24.168 13,1 23,6 12,1

V40 MFH 92,7 0 140.320 144.506 2.699 14,2 38,2 18,3

V41 MFH 92,7 0 140.320 144.506 2.387 14,2 34,1 17,6

V42 MFH 92,7 10 150.320 156.967 3.045 15,2 46,1 18,9

V43 MFH 92,7 0 140.320 144.506 11.012 14,2 22,0 18,3

V44 MFH 92,7 0 140.320 144.506 10.196 14,2 20,7 16,6

V45 MFH 92,7 10 160.320 169.427 11.692 16,3 24,3 19,4

V46 MFH 92,7 0 140.320 144.506 27.300 14,2 26,2 18,3

V47 MFH 92,7 0 140.320 144.506 25.438 14,2 24,9 14,8

V48 MFH 92,7 20 160.320 169.427 26.840 16,3 26,5 17,1





Sensitivitätsanalyse: Reduktion der Investitionskosten - Tabellarische Zusammenfassung

Jahresgesamtkosten [€/a] Stromgestehungskosten [€ct/kWh] äquivalenter Strompreis [€ct/kWh] Amortisation [a]

Variante Basis -10 % -20 % - 30% Basis -10 % -20 % - 30% Basis -10 % -20 % - 30% Basis -10 % -20 % - 30%

VR1 1.311 1.311 1.311 1.311 0,0 0,0 0,0 0,0 27,5 27,5 27,5 27,5 0,0 0,0 0,0 0,0

VR2 2.331 2.331 2.331 2.331 0,0 0,0 0,0 0,0 24,1 24,1 24,1 24,1 0,0 0,0 0,0 0,0

VR3 1.760 1.760 1.760 1.760 0,0 0,0 0,0 0,0 26,6 26,6 26,6 26,6 0,0 0,0 0,0 0,0

VR4 10.073 10.073 10.073 10.073 0,0 0,0 0,0 0,0 20,5 20,5 20,5 20,5 0,0 0,0 0,0 0,0

VR5 26.361 26.361 26.361 26.361 0,0 0,0 0,0 0,0 25,4 25,4 25,4 25,4 0,0 0,0 0,0 0,0

V01 1.203 1.138 1.072 1.007 12,3 11,1 9,8 8,6 24,6 23,1 21,5 20,0 13,3 11,6 10,0 8,5

V02 998 933 867 802 12,3 11,1 9,8 8,6 20,8 19,2 17,7 16,2 9,8 8,6 7,5 6,4

V03 1.273 1.181 1.089 996 19,4 17,7 16,0 14,2 27,7 25,5 23,4 21,2 15,6 13,9 12,2 10,6

V04 2.223 2.157 2.092 2.026 12,3 11,1 9,8 8,6 22,7 21,9 21,2 20,4 13,3 11,6 10,0 8,5

V05 2.003 1.937 1.872 1.806 12,3 11,1 9,8 8,6 20,7 19,9 19,2 18,4 9,6 8,5 7,4 6,3

V06 2.300 2.208 2.115 2.023 19,4 17,7 16,0 14,2 24,3 23,3 22,2 21,1 15,7 14,0 12,3 10,7

V07 1.050 893 736 579 12,2 11,0 9,8 8,6 20,5 16,8 13,2 9,5 13,3 11,6 10,0 8,5

V08 865 708 551 394 12,2 11,0 9,8 8,6 17,2 13,6 9,9 6,3 11,7 10,3 8,9 7,6

V09 1.127 958 788 619 15,3 13,9 12,6 11,3 24,0 20,0 16,1 12,2 14,5 12,9 11,5 10,0

V10 2.069 1.912 1.755 1.598 12,2 11,0 9,8 8,6 20,6 18,8 17,0 15,2 13,3 11,6 10,0 8,5

V11 1.860 1.703 1.546 1.389 12,2 11,0 9,8 8,6 18,9 17,1 15,3 13,5 11,6 10,1 8,8 7,5

V12 2.148 1.979 1.809 1.640 15,3 13,9 12,6 11,3 22,5 20,6 18,6 16,7 14,5 13,0 11,5 10,1

V13 1.544 1.414 1.284 1.155 12,3 11,0 9,8 8,6 22,4 20,2 18,1 15,9 13,3 11,6 10,0 8,5

V14 1.233 1.103 974 844 12,3 11,0 9,8 8,6 18,2 16,1 13,9 11,7 10,5 9,2 8,0 6,8

V15 1.832 1.649 1.465 1.282 19,5 17,7 16,0 14,3 29,0 25,9 22,8 19,8 17,1 15,2 13,3 11,6

V16 9.857 9.728 9.598 9.468 12,3 11,0 9,8 8,6 19,9 19,6 19,3 19,0 13,3 11,6 10,0 8,5

V17 9.430 9.300 9.171 9.041 12,3 11,0 9,8 8,6 19,2 18,9 18,6 18,3 9,7 8,5 7,4 6,3

V18 10.079 9.896 9.712 9.529 19,5 17,7 16,0 14,3 20,7 20,3 19,9 19,5 16,4 14,6 12,8 11,1

V19 26.145 26.015 25.885 25.756 12,3 11,0 9,8 8,6 25,2 25,0 24,9 24,8 13,3 11,6 10,0 8,5

V20 25.849 25.720 25.590 25.461 12,3 11,0 9,8 8,6 25,1 24,9 24,8 24,7 10,6 9,3 8,1 6,9

V21 26.598 26.415 26.231 26.048 19,5 17,7 16,0 14,3 25,9 25,7 25,5 25,3 19,3 17,0 14,9 12,9





V22 4.165 3.465 2.766 2.066 21,2 19,1 17,0 14,9 65,2 53,5 41,7 30,0 31,2 26,2 21,8 17,9

V23 3.896 3.197 2.497 1.798 21,2 19,1 17,0 14,9 61,8 50,0 38,3 26,6 28,3 23,9 20,0 16,5

V24 4.583 3.795 3.007 2.219 23,9 21,5 19,1 16,7 74,2 61,0 47,7 34,5 31,8 26,8 22,3 18,4

V25 12.478 11.779 11.079 10.380 21,2 19,1 17,0 14,9 25,7 24,1 22,5 20,9 31,2 26,2 21,8 17,9

V26 11.947 11.247 10.548 9.848 21,2 19,1 17,0 14,9 24,9 23,3 21,7 20,1 26,0 22,0 18,5 15,4

V27 12.693 11.905 11.117 10.329 23,9 21,5 19,1 16,7 26,7 24,9 23,1 21,3 29,8 25,2 21,1 17,4

V28 28.766 28.066 27.367 26.667 21,2 19,1 17,0 14,9 27,9 27,2 26,4 25,7 31,2 26,2 21,8 17,9

V29 27.858 27.158 26.459 25.759 21,2 19,1 17,0 14,9 27,4 26,7 25,9 25,2 23,2 19,8 16,8 14,0

V30 28.591 27.803 27.015 26.227 23,9 21,5 19,1 16,7 28,2 27,4 26,6 25,7 26,5 22,6 19,0 15,8

V31 -297 -951 -1.606 -2.260 10,3 9,2 8,2 7,2 -11,0 -22,0 -33,0 -43,9 11,4 10,0 8,6 7,4

V32 -597 -1.251 -1.906 -2.560 10,3 9,2 8,2 7,2 -14,9 -25,9 -36,8 -47,8 10,9 9,6 8,3 7,1

V33 71 -672 -1.415 -2.158 11,7 10,5 9,3 8,2 -2,8 -15,2 -27,7 -40,1 12,5 11,0 9,5 8,1

V34 8.017 7.362 6.708 6.053 10,3 9,2 8,2 7,2 15,4 13,9 12,5 11,0 11,4 10,0 8,6 7,4

V35 7.292 6.638 5.983 5.329 10,3 9,2 8,2 7,2 14,3 12,8 11,3 9,9 10,3 9,0 7,9 6,7

V36 8.808 7.977 7.146 6.315 13,1 11,7 10,4 9,1 17,9 16,1 14,2 12,3 13,6 11,9 10,3 8,8

V37 24.304 23.650 22.995 22.341 10,3 9,2 8,2 7,2 23,0 22,3 21,6 20,9 11,4 10,0 8,6 7,4

V38 22.732 22.078 21.423 20.769 10,3 9,2 8,2 7,2 22,0 21,3 20,6 19,9 9,2 8,1 7,1 6,1

V39 24.168 23.337 22.506 21.675 13,1 11,7 10,4 9,1 23,6 22,7 21,8 21,0 12,1 10,6 9,2 7,9

V40 2.699 1.474 250 -975 14,2 12,8 11,4 10,0 38,2 17,6 -2,9 -23,4 18,3 15,8 13,5 11,3

V41 2.387 1.162 -62 -1.286 14,2 12,8 11,4 10,0 34,1 13,6 -6,9 -27,4 17,6 15,2 13,0 11,0

V42 3.045 1.732 419 -893 15,2 13,7 12,2 10,7 46,1 24,1 2,1 -19,9 18,9 16,3 13,9 11,7

V43 11.012 9.788 8.563 7.339 14,2 12,8 11,4 10,0 22,0 19,3 16,5 13,8 18,3 15,8 13,5 11,3

V44 10.196 8.971 7.747 6.523 14,2 12,8 11,4 10,0 20,7 18,0 15,2 12,5 16,6 14,4 12,3 10,4

V45 11.692 10.291 8.890 7.489 16,3 14,6 13,0 11,4 24,3 21,2 18,0 14,9 19,4 16,7 14,3 12,1

V46 27.300 26.075 24.851 23.627 14,2 12,8 11,4 10,0 26,2 24,9 23,6 22,3 18,3 15,8 13,5 11,3

V47 25.438 24.214 22.989 21.765 14,2 12,8 11,4 10,0 24,9 23,6 22,3 20,9 14,8 12,9 11,1 9,4

V48 26.840 25.439 24.038 22.636 16,3 14,6 13,0 11,4 26,5 25,0 23,5 22,0 17,1 14,9 12,8 10,8





Sensitivitätsanalyse: Reduktion der Speicherkosten - Tabellarische Zusammenfassung


Variante Basis -10 % -20 % - 30% Basis -10 % -20 % - 30% Basis -10 % -20 % - 30% Basis -10 % -20 % - 30%

VR1 1.311 1.311 1.311 1.311 0,0 0,0 0,0 0,0 27,5 27,5 27,5 27,5 0,0 0,0 0,0 0,0

VR2 2.331 2.331 2.331 2.331 0,0 0,0 0,0 0,0 24,1 24,1 24,1 24,1 0,0 0,0 0,0 0,0

VR3 1.760 1.760 1.760 1.760 0,0 0,0 0,0 0,0 26,6 26,6 26,6 26,6 0,0 0,0 0,0 0,0

VR4 10.073 10.073 10.073 10.073 0,0 0,0 0,0 0,0 20,5 20,5 20,5 20,5 0,0 0,0 0,0 0,0

VR5 26.361 26.361 26.361 26.361 0,0 0,0 0,0 0,0 25,4 25,4 25,4 25,4 0,0 0,0 0,0 0,0

V01 1.203 1.203 1.203 1.203 12,3 12,3 12,3 12,3 24,6 24,6 24,6 24,6 13,3 13,3 13,3 13,3

V02 998 998 998 998 12,3 12,3 12,3 12,3 20,8 20,8 20,8 20,8 9,8 9,8 9,8 9,8

V03 1.273 1.236 1.199 1.162 19,4 18,7 18,0 17,3 27,7 26,8 25,9 25,0 15,6 14,9 14,2 13,5

V04 2.223 2.223 2.223 2.223 12,3 12,3 12,3 12,3 22,7 22,7 22,7 22,7 13,3 13,3 13,3 13,3

V05 2.003 2.003 2.003 2.003 12,3 12,3 12,3 12,3 20,7 20,7 20,7 20,7 9,6 9,6 9,6 9,6

V06 2.300 2.263 2.225 2.188 19,4 18,7 18,0 17,3 24,3 23,9 23,5 23,0 15,7 15,0 14,3 13,6

V07 1.050 1.050 1.050 1.050 12,2 12,2 12,2 12,2 20,5 20,5 20,5 20,5 13,3 13,3 13,3 13,3

V08 865 865 865 865 12,2 12,2 12,2 12,2 17,2 17,2 17,2 17,2 11,7 11,7 11,7 11,7

V09 1.127 1.090 1.053 1.015 15,3 15,0 14,7 14,4 24,0 23,1 22,2 21,4 14,5 14,2 13,8 13,4

V10 2.069 2.069 2.069 2.069 12,2 12,2 12,2 12,2 20,6 20,6 20,6 20,6 13,3 13,3 13,3 13,3

V11 1.860 1.860 1.860 1.860 12,2 12,2 12,2 12,2 18,9 18,9 18,9 18,9 11,6 11,6 11,6 11,6

V12 2.148 2.111 2.074 2.036 15,3 15,0 14,7 14,4 22,5 22,1 21,7 21,2 14,5 14,2 13,8 13,5

V13 1.544 1.544 1.544 1.544 12,3 12,3 12,3 12,3 22,4 22,4 22,4 22,4 13,3 13,3 13,3 13,3

V14 1.233 1.233 1.233 1.233 12,3 12,3 12,3 12,3 18,2 18,2 18,2 18,2 10,5 10,5 10,5 10,5

V15 1.832 1.758 1.683 1.609 19,5 18,8 18,1 17,4 29,0 27,7 26,5 25,2 17,1 16,3 15,5 14,7

V16 9.857 9.857 9.857 9.857 12,3 12,3 12,3 12,3 19,9 19,9 19,9 19,9 13,3 13,3 13,3 13,3

V17 9.430 9.430 9.430 9.430 12,3 12,3 12,3 12,3 19,2 19,2 19,2 19,2 9,7 9,7 9,7 9,7

V18 10.079 10.005 9.930 9.856 19,5 18,8 18,1 17,4 20,7 20,6 20,4 20,2 16,4 15,6 14,9 14,1

V19 26.145 26.145 26.145 26.145 12,3 12,3 12,3 12,3 25,2 25,2 25,2 25,2 13,3 13,3 13,3 13,3

V20 25.849 25.849 25.849 25.849 12,3 12,3 12,3 12,3 25,1 25,1 25,1 25,1 10,6 10,6 10,6 10,6

V21 26.598 26.524 26.449 26.375 19,5 18,8 18,1 17,4 25,9 25,8 25,7 25,6 19,3 18,3 17,4 16,5





V22 4.165 4.165 4.165 4.165 21,2 21,2 21,2 21,2 65,2 65,2 65,2 65,2 31,2 31,2 31,2 31,2

V23 3.896 3.896 3.896 3.896 21,2 21,2 21,2 21,2 61,8 61,8 61,8 61,8 28,3 28,3 28,3 28,3

V24 4.583 4.495 4.406 4.318 23,9 23,6 23,4 23,1 74,2 72,7 71,2 69,7 31,8 31,3 30,7 30,2

V25 12.478 12.478 12.478 12.478 21,2 21,2 21,2 21,2 25,7 25,7 25,7 25,7 31,2 31,2 31,2 31,2

V26 11.947 11.947 11.947 11.947 21,2 21,2 21,2 21,2 24,9 24,9 24,9 24,9 26,0 26,0 26,0 26,0

V27 12.693 12.604 12.516 12.428 23,9 23,6 23,4 23,1 26,7 26,5 26,3 26,1 29,8 29,3 28,8 28,3

V28 28.766 28.766 28.766 28.766 21,2 21,2 21,2 21,2 27,9 27,9 27,9 27,9 31,2 31,2 31,2 31,2

V29 27.858 27.858 27.858 27.858 21,2 21,2 21,2 21,2 27,4 27,4 27,4 27,4 23,2 23,2 23,2 23,2

V30 28.591 28.503 28.414 28.326 23,9 23,6 23,4 23,1 28,2 28,1 28,0 28,0 26,5 26,1 25,7 25,2

V31 -297 -297 -297 -297 10,3 10,3 10,3 10,3 -11,0 -11,0 -11,0 -11,0 11,4 11,4 11,4 11,4

V32 -597 -597 -597 -597 10,3 10,3 10,3 10,3 -14,9 -14,9 -14,9 -14,9 10,9 10,9 10,9 10,9

V33 71 -18 -106 -195 11,7 11,5 11,4 11,2 -2,8 -4,3 -5,8 -7,2 12,5 12,3 12,1 11,9

V34 8.017 8.017 8.017 8.017 10,3 10,3 10,3 10,3 15,4 15,4 15,4 15,4 11,4 11,4 11,4 11,4

V35 7.292 7.292 7.292 7.292 10,3 10,3 10,3 10,3 14,3 14,3 14,3 14,3 10,3 10,3 10,3 10,3

V36 8.808 8.632 8.455 8.278 13,1 12,8 12,5 12,2 17,9 17,5 17,1 16,7 13,6 13,2 12,9 12,5

V37 24.304 24.304 24.304 24.304 10,3 10,3 10,3 10,3 23,0 23,0 23,0 23,0 11,4 11,4 11,4 11,4

V38 22.732 22.732 22.732 22.732 10,3 10,3 10,3 10,3 22,0 22,0 22,0 22,0 9,2 9,2 9,2 9,2

V39 24.168 23.991 23.815 23.638 13,1 12,8 12,5 12,2 23,6 23,4 23,2 23,1 12,1 11,8 11,4 11,1

V40 2.699 2.699 2.699 2.699 14,2 14,2 14,2 14,2 38,2 38,2 38,2 38,2 18,3 18,3 18,3 18,3

V41 2.387 2.387 2.387 2.387 14,2 14,2 14,2 14,2 34,1 34,1 34,1 34,1 17,6 17,6 17,6 17,6

V42 3.045 2.956 2.868 2.780 15,2 15,1 15,0 14,9 46,1 44,6 43,1 41,6 18,9 18,7 18,5 18,3

V43 11.012 11.012 11.012 11.012 14,2 14,2 14,2 14,2 22,0 22,0 22,0 22,0 18,3 18,3 18,3 18,3

V44 10.196 10.196 10.196 10.196 14,2 14,2 14,2 14,2 20,7 20,7 20,7 20,7 16,6 16,6 16,6 16,6

V45 11.692 11.516 11.339 11.162 16,3 16,1 15,9 15,7 24,3 23,9 23,5 23,1 19,4 19,0 18,7 18,4

V46 27.300 27.300 27.300 27.300 14,2 14,2 14,2 14,2 26,2 26,2 26,2 26,2 18,3 18,3 18,3 18,3

V47 25.438 25.438 25.438 25.438 14,2 14,2 14,2 14,2 24,9 24,9 24,9 24,9 14,8 14,8 14,8 14,8

V48 26.840 26.663 26.486 26.310 16,3 16,1 15,9 15,7 26,5 26,3 26,1 25,9 17,1 16,9 16,6 16,3





Sensitivitätsanalyse: Änderung des Eigennutzungsgrads - Tabellarische Zusammenfassung


Variante Basis -10 % +10 % Basis -10 % +10 % Basis -10 % +10 % Basis -10 % +10 %

VR1 1.311 1.311 1.311 0,0 0,0 0,0 27,5 27,5 27,5 0,0 0,0 0,0

VR2 2.331 2.331 2.331 0,0 0,0 0,0 24,1 24,1 24,1 0,0 0,0 0,0

VR3 1.760 1.760 1.760 0,0 0,0 0,0 26,6 26,6 26,6 0,0 0,0 0,0

VR4 10.073 10.073 10.073 0,0 0,0 0,0 20,5 20,5 20,5 0,0 0,0 0,0

VR5 26.361 26.361 26.361 0,0 0,0 0,0 25,4 25,4 25,4 0,0 0,0 0,0

V01 1.203 1.203 1.203 12,3 12,3 12,3 24,6 24,6 24,6 13,3 13,3 13,3

V02 998 1.019 978 12,3 12,3 12,3 20,8 21,1 20,4 9,8 10,1 9,6

V03 1.273 1.283 1.242 19,4 19,4 19,4 27,7 27,8 27,1 15,6 16,2 15,0

V04 2.223 2.223 2.223 12,3 12,3 12,3 22,7 22,7 22,7 13,3 9,9 13,3

V05 2.003 2.025 1.981 12,3 12,3 12,3 20,7 20,9 20,5 9,6 16,3 9,4

V06 2.300 2.314 2.270 19,4 19,4 19,4 24,3 24,4 24,0 15,7 13,3 15,2

V07 1.050 1.050 1.050 12,2 12,2 12,2 20,5 20,5 20,5 13,3 11,9 13,3

V08 865 884 847 12,2 12,2 12,2 17,2 17,6 16,9 11,7 14,8 11,6

V09 1.127 1.133 1.096 15,3 15,3 15,3 24,0 24,1 23,4 14,5 11,7 14,3

V10 2.069 2.069 2.069 12,2 12,2 12,2 20,6 20,6 20,6 13,3 14,8 13,3

V11 1.860 1.881 1.839 12,2 12,2 12,2 18,9 19,1 18,8 11,6 13,3 11,4

V12 2.148 2.159 2.117 15,3 15,3 15,3 22,5 22,6 22,3 14,5 10,7 14,3

V13 1.544 1.544 1.544 12,3 12,3 12,3 22,4 22,4 22,4 13,3 17,7 13,3

V14 1.233 1.264 1.202 12,3 12,3 12,3 18,2 18,6 17,8 10,5 10,0 10,2

V15 1.832 1.848 1.786 19,5 19,5 19,5 29,0 29,2 28,4 17,1 17,0 16,6

V16 9.857 9.857 9.857 12,3 12,3 12,3 19,9 19,9 19,9 13,3 11,4 13,3

V17 9.430 9.473 9.387 12,3 12,3 12,3 19,2 19,2 19,1 9,7 21,0 9,4

V18 10.079 10.111 10.026 19,5 19,5 19,5 20,7 20,8 20,6 16,4 31,2 15,9

V19 26.145 26.145 26.145 12,3 12,3 12,3 25,2 25,2 25,2 13,3 28,6 13,3

V20 25.849 25.960 25.844 12,3 12,3 12,3 25,1 25,2 25,1 10,6 32,3 10,5

V21 26.598 26.709 26.602 19,5 19,5 19,5 25,9 26,0 25,9 19,3 26,4 19,3





V22 4.165 4.165 4.165 21,2 21,2 21,2 65,2 65,2 65,2 31,2 30,4 31,2

V23 3.896 3.923 3.869 21,2 21,2 21,2 61,8 62,1 61,4 28,3 24,4 28,1

V24 4.583 4.590 4.537 23,9 23,9 23,9 74,2 74,3 73,6 31,8 28,0 31,3

V25 12.478 12.478 12.478 21,2 21,2 21,2 25,7 25,7 25,7 31,2 11,4 31,2

V26 11.947 12.000 11.894 21,2 21,2 21,2 24,9 24,9 24,8 26,0 11,0 25,6

V27 12.693 12.732 12.626 23,9 23,9 23,9 26,7 26,7 26,6 29,8 12,6 29,2

V28 28.766 28.766 28.766 21,2 21,2 21,2 27,9 27,9 27,9 31,2 10,4 31,2

V29 27.858 28.030 27.686 21,2 21,2 21,2 27,4 27,5 27,3 23,2 13,8 22,2

V30 28.591 28.748 28.403 23,9 23,9 23,9 28,2 28,4 28,1 26,5 9,5 25,2

V31 -297 -297 -297 10,3 10,3 10,3 -11,0 -11,0 -11,0 11,4 12,5 11,4

V32 -597 -567 -627 10,3 10,3 10,3 -14,9 -14,5 -15,3 10,9 18,3 10,9

V33 71 79 19 11,7 11,7 11,7 -2,8 -2,7 -3,4 12,5 17,7 12,4

V34 8.017 8.017 8.017 10,3 10,3 10,3 15,4 15,4 15,4 11,4 19,0 11,4

V35 7.292 7.365 7.220 10,3 10,3 10,3 14,3 14,4 14,2 10,3 16,7 10,2

V36 8.808 8.856 8.711 13,1 13,1 13,1 17,9 18,0 17,8 13,6 19,6 13,4

V37 24.304 24.304 24.304 10,3 10,3 10,3 23,0 23,0 23,0 11,4 15,2 11,4

V38 22.732 22.971 22.493 10,3 10,3 10,3 22,0 22,2 21,8 9,2 17,7 9,0

V39 24.168 24.374 23.896 13,1 13,1 13,1 23,6 23,8 23,4 12,1 13,8 11,7

V40 2.699 2.699 2.699 14,2 14,2 14,2 38,2 38,2 38,2 18,3 9,5 18,3

V41 2.387 2.418 2.356 14,2 14,2 14,2 34,1 34,5 33,7 17,6 12,5 17,5

V42 3.045 3.053 2.991 15,2 15,2 15,2 46,1 46,2 45,4 18,9 18,3 18,8

V43 11.012 11.012 11.012 14,2 14,2 14,2 22,0 22,0 22,0 18,3 17,7 18,3

V44 10.196 10.277 10.114 14,2 14,2 14,2 20,7 20,9 20,6 16,6 19,0 16,4

V45 11.692 11.747 11.584 16,3 16,3 16,3 24,3 24,4 24,2 19,4 16,7 19,1

V46 27.300 27.300 27.300 14,2 14,2 14,2 26,2 26,2 26,2 18,3 19,6 18,3

V47 25.438 25.706 25.170 14,2 14,2 14,2 24,9 25,1 24,7 14,8 15,2 14,4

V48 26.840 27.071 26.535 16,3 16,3 16,3 26,5 26,7 26,2 17,1 17,7 16,6





Sensitivitätsanalyse: Änderung der Orientierung - Tabellarische Zusammenfassung


Variante Basis Ost West Basis Ost West Basis Ost West Basis Ost West

V07 1.050 1.166 1.178 12,2 13,0 13,1 20,5 23,2 23,5 13,3 14,5 14,6

V08 865 985 995 12,2 13,0 13,1 17,2 20,1 20,3 11,7 12,7 12,8

V09 1.127 1.247 1.258 15,3 16,3 16,4 24,0 26,8 27,1 14,5 15,7 15,8

V10 2.069 2.186 2.198 12,2 13,0 13,1 20,6 22,0 22,1 13,3 14,5 14,6

V11 1.860 1.983 1.993 12,2 13,0 13,1 18,9 20,4 20,5 11,6 12,5 12,6

V12 1.050 2.273 2.282 15,3 16,3 16,4 22,5 24,0 24,1 14,5 15,7 15,8





Variantenüberblick und Abkürzungen

Variante Gebäude PV-Anlage Dach

PV-Anlage Fassade Strombedarf Nutzung des

PV-Stroms Speichergröße

VR1 EFH - - NS - - VR2 EFH - - NS + WP - - VR3 MFH - - AS - - VR4 MFH - - AS + WP - - VR5 MFH - - AS, WP + MS - - V01 EFH 5 kWp - NS nE - V02 EFH 5 kWp - NS EV - V03 EFH 5 kWp - NS EV 5 kWh V04 EFH 5 kWp - NS + WP nE - V05 EFH 5 kWp - NS + WP EV - V06 EFH 5 kWp - NS + WP EV 5 kWh V07 EFH 12 kWp - NS nE - V08 EFH 12 kWp - NS EV - V09 EFH 12 kWp - NS EV 5 kWh V10 EFH 12 kWp - NS + WP nE - V11 EFH 12 kWp - NS + WP EV - V12 EFH 12 kWp - NS + WP EV 5 kWh V13 MFH 9,9 kWp - AS nE - V14 MFH 9,9 kWp - AS EV - V15 MFH 9,9 kWp - AS EV 10 kWh V16 MFH 9,9 kWp - AS + WP nE - V17 MFH 9,9 kWp - AS + WP EV - V18 MFH 9,9 kWp - AS + WP EV 10 kWh V19 MFH 9,9 kWp - AS, WP + MS nE - V20 MFH 9,9 kWp - AS, WP + MS EV - V21 MFH 9,9 kWp - AS, WP + MS EV 10 kWh V22 MFH 9,9 kWp 32,7 kWp AS nE - V23 MFH 9,9 kWp 32,7 kWp AS EV - V24 MFH 9,9 kWp 32,7 kWp AS EV 10 kWh V25 MFH 9,9 kWp 32,7 kWp AS + WP nE - V26 MFH 9,9 kWp 32,7 kWp AS + WP EV - V27 MFH 9,9 kWp 32,7 kWp AS + WP EV 10 kWh V28 MFH 9,9 kWp 32,7 kWp AS, WP + MS nE - V29 MFH 9,9 kWp 32,7 kWp AS, WP + MS EV - V30 MFH 9,9 kWp 32,7 kWp AS, WP + MS EV 10 kWh V31 MFH 60 kWp - AS nE - V32 MFH 60 kWp - AS EV - V33 MFH 60 kWp - AS EV 10 kWh V34 MFH 60 kWp - AS + WP nE - V35 MFH 60 kWp - AS + WP EV - V36 MFH 60 kWp - AS + WP EV 20 kWh V37 MFH 60 kWp - AS, WP + MS nE - V38 MFH 60 kWp - AS, WP + MS EV - V39 MFH 60 kWp - AS, WP + MS EV 20 kWh V40 MFH 60 kWp 32,7 kWp AS nE - V41 MFH 60 kWp 32,7 kWp AS EV - V42 MFH 60 kWp 32,7 kWp AS EV 10 kWh V43 MFH 60 kWp 32,7 kWp AS + WP nE - V44 MFH 60 kWp 32,7 kWp AS + WP EV - V45 MFH 60 kWp 32,7 kWp AS + WP EV 20 kWh V46 MFH 60 kWp 32,7 kWp AS, WP + MS nE - V47 MFH 60 kWp 32,7 kWp AS, WP + MS EV - V48 MFH 60 kWp 32,7 kWp AS, WP + MS EV 20 kWh

Kürzel Bezeichnung Kürzel Bezeichnung Kürzel Bezeichnung EFH Einfamilienhaus NS Nutzerstrombedarf AS Allgemeinstrombedarf MFH Mehrfamilienhaus WP Wärmepumpen-Strombedarf MS Mieterstrombedarf nE nur Einspeisung EV Eigenverbrauch PV-Strom AuSp Bezug aus Stromspeicher NB Netzbezug ENG Eigennutzungsgrad EVG Eigenversorgungsgrad Invest. Gesamte Investitionskosten JGK Jahresgesamtkosten

Studie - Wirtschaftlichkeit von Photovoltaik-Anlagen in ... · 32,7 kWp 121 32,66 kWp 197,4 m² 840...

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