Ein Riss geht durch die Branche, zumindest ein kleiner. Die einen argumentieren seit Jahren dafür, dass Photovoltaik-Speicheranlagen nicht nur auf einen hohen Eigenverbrauch optimiert werden sollen, sondern im Sinne des gesamten Energiesystems. Die anderen argumentieren, ein hoher Eigenverbrauch sei netzdienlich, die Teilnahme am Strommarkt zu aufwendig, außerdem vernachlässige sie Netzengpässe. Eine Abregelung auf 50 Prozent oder mehr der Anlagenleistung könnte durchaus auch eine sinnvolle Anreizwirkung im Sinne des Gesamtsystems sein.
Ohne diese Diskussion hier weiterzuführen – auch Netzengpässe lassen sich über ein Preissignal abbilden. Die Bundesnetzagentur hat bei der Vorstellung ihrer Pläne für Agnes gerade bekannt gegeben, dass sie an einer Umsetzung der dafür nötigen dynamischen Netzentgelte bis Mitte der 30er Jahre arbeitet. Und schon jetzt gibt es die nicht dynamischen, aber in festen Zeitfenstern zeitvariablen Netzentgelte, die die Situation vor Ort widerspiegeln sollen. Die Zeichen stehen auf Markt.
Wir betrachten zwei Anlagen im Vergleich, eine auf einem nicht gut isolierten Haus A mit kleinerer Dachfläche. Diese Anlage hat 10 Kilowattpeak Photovoltaikleistung, die Wärmepumpe benötigt 7.000 Kilowattstunden pro Jahr. Die andere Anlage befindet sich auf Haus B mit größerer Dachfläche. Diese Anlage hat 20 Kilowattpeak Photovoltaikleistung, die benötigte Heizleistung ist für die bessere Vergleichbarkeit wie beim kleinen Haus. Die Bewohner in beiden Häusern haben einen Haushaltsstrombedarf von 4.000 Kilowattstunden pro Jahr. Im kleinen Haus steht ein 10-Kilowattstunden-10-Kilowatt-Speicher, im großen Haus steht ein 20-Kilowattstunden-10-Kilowatt-Speicher. Als Round-Trip-Wirkungsgrad wird 90 Prozent angenommen, näherungsweise unabhängig von der Lade- und Entladeleistung.
Die Grafik 1 (links oben) zeigt, wie sich die Erlöse bei verschiedenen Szenarien bei dem kleinen Haus verhalten. Szenario 1 zeigt die Situation heute, wenn man sich nicht in der Vermarktung befindet und eine feste Einspeisevergütung dann erhält, wenn die Preise nicht negativ sind. Der Haushalt gibt 2.126 Euro für den Strombezug aus und erhält 299 Euro für den eingespeisten Solarstrom. Das ist nicht viel, was daran liegt, dass im betrachteten Jahr 2025 über 40 Prozent der Einspeisung zu Zeiten negativer Preise angefallen wären.
Mögliche Erlösszenarien
| 1. EEG-Referenz | EEG, keine Optimierung |
| 2. Vergütung weg | Börsenpreis, keine Optimierung |
| 3. Dynamische Tarife | optimierter Bezug: dyn. Tarife |
| 4. Zeitvariable Netzentgelte | optimierter Bezug: dyn. Tarife + Netzentgelte |
| 5. Vermarktung | optimierte Einspeisung |
| 6. Voll-Dynamik | optimierter Bezug (Tarif und Netzentgelt) und Einspeisung |
Bei Anlagen, die seit dem Februar 2025 in Betrieb gehen, gibt es dann keine Vergütung mehr. Beim Strombezug optimiert dieser Haushalt zwar nicht, aber er hat trotzdem einen dynamischen Tarif gewählt, der meist günstiger als ein Festtarif ist. Als laufende Kosten müsste der Haushalt nach dieser Berechnung für das Jahr 2025 mit 1.826 Euro rechnen. Die anderen Szenarien zeigen, wie sich seine laufenden Kosten für die anderen in der Tabelle gezeigten Szenarien verhalten.
Kompensation der Einspeisevergütung möglich
Szenario 6 zeigt den „voll dynamisierten“ Haushalt, der den Bezug mit dynamischen Tarifen und zeitvariablen Netzentgelte optimiert, und auch bei der Einspeisung durch Zwischenspeichern versucht, den maximalen Börsenerlös herauszuholen. Da der Stromverbrauch im Vergleich zur eigenen Erzeugung klein ist, hat der Bezug mit dynamischen Tarifen eine größere Wirkung als die Vermarktung. Beim größeren Haus (Grafik 2) ist das genau umgekehrt.
Sowohl die Bewohner beider Häuser mit großer und kleiner Anlage senken mit den Optimierungsoptionen die laufenden Kosten unter das jetzige Niveau mit fester Einspeisevergütung. Im kleinen Haus lassen sie sich um 86 Euro, im großen Haus um 142 Euro senken. Die Einspeiseoptimierung selbst bringt im kleinen Haus 26 Euro, im großen 168 Euro im Jahr.
Wenn man die gleiche Rechnung für die Jahre 2022, 2023, 2024 durchführt, ändert sich der Mehrerlös durch die Optimierung des Strombezugs nur wenig. Bei den Einspeiseerlösen war 2022 mit einem fast dreifachen Wert ein Ausnahmejahr und auch 2023 lagen sie noch deutlich höher als 2023 und 2024. Bei den Zahlen sind keine Gebühren für die Direktvermarktung berücksichtigt. Noch kostet sie mehr als sie sollte. Das liegt daran, dass die Prozesse noch nicht funktionieren. Solange das der Fall ist – da sind sich die Experten einig – könne zwar die Direktvermarktung verpflichtend, dürfe aber die Förderung nicht gestrichen werden (Seite 58). Das mittelfristig ins Spiel gebracht Ziel von 30 Euro pro Jahr wäre bei der großen Anlage ohne Förderung tragbar. Ob es erreicht werden kann, steht auf einem anderen Blatt.
Um Abzuschätzen, wie sich die Erlöse in Abhängigkeit der Speichergröße verhalten, haben wir für das große Haus verschiedene Größen eines zwei-Stunden-Speichers simuliert (Grafiken 3 und 4). Mit größerem Speicher nimmt natürlich der jährliche Vorteil zu. Ob damit profitabel in die größere Kapazität investiert werden kann, hängt vom Speicherpreis ab.
Die hier vorgestellte einfache Rechnung hat klare Limitationen. Sie rechnet mit perfekter Vorausschau, das heißt die Optimierungsroutine weiß genau, was in Zukunft passiert. Wir haben auch nur mit einem Haushaltslastprofil gerechnet und die Wärmepumpe simuliert. Die Rechnung bewertet die Vermarktung dadurch eventuell zu positiv. Andererseits vernachlässigen wir den Intraday-Markt, an dem sich noch einmal 20 bis 40 Prozent höhere Erlöse erwirtschaften lassen. Auch haben wir nicht berücksichtigt, dass die Umsetzung der Mispel-Festlegung noch eine deutlich weitergehende Speicherbewirtschaftung ermöglichen wird, mit der sich die Erlöse weiter steigern lassen (Seite 64). Wir sind gespannt auf komplexere Berechnungen von Instituten und Unternehmen.