Dem Traum vom Eigenheim folgt der Traum von der autarken Energieversorgung, insbesondere, wenn sie denn auch noch klimaneutral und wirtschaftlich ist. Bei steigenden Energiepreisen und Sorgen um die Versorgungssicherheit ist es für Anbieter leicht, PV-Anlagen als Allheilmittel und Energiequelle für gewöhnlichen Haushaltsstrombedarf, Wärmepumpen und kostengünstige Ladeoption für das oder die E-Autos anzupreisen. Aber stimmt das überhaupt?
Der Gesetzgeber hat seit jeher den Eigenverbrauch von Strom mit verschiedenen Instrumenten privilegiert, insbesondere Strom aus erneuerbaren Energien. Für private Haushalte kommen in der Stromerzeugung in erster Linie PV-Anlagen in Frage. Der Gesetzgeber hat an verschiedenen Stellen definiert, welche Anlagengröße noch als „für den Eigenverbrauch“ galt. Dabei wird stets auf Jahresmengen abgestellt. Auf die tatsächlichen Verhältnisse in hoher zeitlicher Auflösung kommt es nicht an.
So galt bis vor einigen Jahren eine Grenze von 10 kWp, entsprechend einer Jahresstrommenge von 8.500 bis 10.500 kWh, je nach Standort, Ausrichtung, Neigung, Abschattung, Abregelung und Wetter. Irgendwann ist der Politik aufgefallen, dass man damit selbst auf Jahresbasis in einem Familienhaushalt nicht alle genannten Stromanwendungen bedienen kann.
Viel entscheidender ist aber die Frage, wie es denn mit der zeitlichen Verteilung von Stromerzeugung – unter Berücksichtigung eines Batteriespeichers – und dem Stromverbrauch aussieht.
Zeitliche Charakteristik von Solarstrom
Bei den Menschen herrscht die Vorstellung, PV-Anlagen würden Strom produzieren „wenn die Sonne scheint“. Das ist Kindergartenniveau und hat mit der Realität wenig zu tun. „Sonnenschein“ ist meteorologisch definiert als eine direkte Sonneneinstrahlung über 10 W/qm. Die Stärke der Strahlung spielt dabei keine Rolle, für die Solarstromerzeugung hingegen schon, denn die ist proportional der Strahlungsintensität. Außerdem können PV-Anlagen auch diffuse Strahlung nutzen. Diese entsteht durch Streuung an Aerosolen (Staub, Luftfeuchtigkeit etc.) in der Luft. Direkte Strahlung und diffuse Strahlung zusammen werden als Globalstrahlung bezeichnet. PV-Anlagen liefern auch bei bewölktem Himmel Strom. Es kommt auf die Stärke der Globalstrahlung an.
Die Strahlungsintensität hängt vom Abstand des betrachteten Ortes zur Sonne und der Absorption in der Atmosphäre durch Wolken, Luftfeuchtigkeit, Luftverschmutzung etc. ab. Während Letztere lokal unterschiedlich und stochastischen Schwankungen unterworfen ist, ist der Abstand zur Sonne eine klar berechenbare Größe. Sie hängt vom Breitengrad, dem Datum, der Uhrzeit und der Höhe über dem Meeresspiegel ab. So ist die Strahlung auf Bergen intensiver, was Bergsteiger und Skifahrer schon immer wussten, und unter dem Meeresspiegel (z.B. am Toten Meer) geringer.
In der Jahressumme ist – wohlgemerkt ohne Berücksichtigung von Wetter und Luftverschmutzung – die Globalstrahlung umso höher, je näher der Standort am Äquator liegt. Mit Zunahme der Entfernung vom Äquator sinkt die Globalstrahlung. Wird der Wettereffekt berücksichtigt, findet sich die höchste Globalstrahlung im Wüstengürtel, grob zwischen dem 15. Und 30. Breitengrad, während in Äquatornähe das tropische Klima mit viel Luftfeuchtigkeit und Bewölkung niedrigere Werte gemessen werden.
Es gibt aber noch einen anderen Effekt: Sommer und Winter. Weil die Rotationsachse der Erde nicht senkrecht auf der Umlaufbahn steht, sondern ca. 23° geneigt ist, ändert sich der Abstand zwischen Sonne und der Erde im Jahresverlauf, abhängig vom Breitengrad. Je weiter nördlich bzw. südlich vom Äquator der Ort liegt, desto ausgeprägter sind Sommer und Winter, weil der Abstand zur Sonne dort besonders stark über das Jahr variiert. Aus dem gleichen Grund variiert die Globalstrahlung zwischen Sommer und Winter weit weg vom Äquator besonders stark. „Winter“ ist das Ergebnis geringer Globalstrahlung.
Temperaturen sind nicht nur das Ergebnis von Globalstrahlung, sondern auch von klimatischen Bedingungen. So liegt Europa im Einflussbereich des Golfstroms, weshalb die Winter bei uns gemessen am hohen Breitengrad mild sind. Ob und in welchem Ausmaß der Golfstrom sich im Zuge des Klimawandels abschwächt, ist in der Wissenschaft noch ungeklärt.
Eine PV-Anlage nutzt nur einen Teil des elektromagnetischen Strahlungsspektrums, weshalb der Wirkungsgrad auf Werte unter 30% begrenzt ist. Erst wenn es gelingt, durch mehrere Schichten mit unterschiedlichen Halbleitern, ein breiteres Spektrum der Strahlung zu nutzen, kann der Wirkungsgrad weiter steigen. Ob das dann wirtschaftlich ist, ist eine andere Frage, denn die Strahlung ist kostenlos, die Fläche hingegen nicht.
Eine PV-Anlage nutzt die Strahlung besonders gut, wenn diese senkrecht auf die Oberfläche fällt. Theoretisch müsste man zur Stromertragsoptimierung die Anlage täglich mit der Sonne drehen und neigen, wobei die Neigung je nach Jahreszeit flacher (Sommer) oder steiler (Winter, tiefstehende Sonne) optimal ist. Da eine Nachführung der Anlage zu teuer und bei Dachanlagen gar nicht möglich ist, sind Ausrichtung und Neigung, sofern sie überhaupt frei wählbar sind, immer ein Kompromiss.
Der optimale Energieertrag wird in Deutschland mit einer Südausrichtung und einem Neigungswinkel von ungefähr 35° erzielt. Ein höherer (steilerer) Neigungswinkel reduziert den Gesamtenergieertrag, erhöht aber den Ertrag im Winter.
Die Globalstrahlung an einem Ort schwankt von Jahr zu Jahr. Bei einer Beispielanlage mit 9,9 kWp, 52°22‘ nördlicher Breite, Ausrichtung West-Süd-West, Neigungswinkel 48°, Batterie 13,4 kWh Kapazität lagen die Erträge zwischen 2020 und 2025 zwischen 7.800 und 8.900 kWh, im Mittel waren es 8.283 kWh. Anlagen weiter südlich liefern meist mehr Strom.
Viel interessanter ist jedoch die monatliche Verteilung. Im Mittel über die genannten sechs Jahre lag die höchste Erzeugung im Juni, weil am 21. Juni der Abstand zwischen Erde und Sonne auf der Nordhalbkugel sein Minimum hat. Die niedrigste Erzeugung war dementsprechend im Dezember. Das Wetter kann gelegentlich dazu führen, dass ein anderer Monat etwas höhere bzw. niedrigere Erzeugung zur Folge hat.
Das Wetter ist auch dafür verantwortlich, dass die Erzeugung im Mai regelmäßig höher ist als im Juli, obwohl der Sonnenabstand dagegenspricht. Im Juli gibt es mehr Feuchtigkeit und Bewölkung als im Mai. Hinzu kommt, dass der Wirkungsgrad der PV-Anlage mit der Temperatur sinkt. Die Standardabweichung der Monatsmengen ist im Winter mit rund 20% besonders hoch. Die Globalstrahlung in Deutschland hat in den letzten Jahrzehnten merklich zugenommen. Das liegt zum einen am Klimawandel, zum anderen daran, dass die Luft sauberer ist.
Deckung des Normalen Strombedarfs
Betrachtet wird hier das Jahr 2025, in dem die Solarstromerzeugung in den Wintermonaten deutlich höher war als im Mehrjahresmittel. Die Stromerzeugung insgesamt lag mit 8.631 kWh ebenfalls deutlich über dem Durchschnitt. Der Strombedarf ohne Wärmepumpe oder E-Auto lag bei 4.753 kWh, in der Jahresbetrachtung ergibt das weit mehr als 100% Eigenversorgung, nur in der Realität eben nicht. Die monatliche Aufschlüsselung zeigt, dass es in den Sommermonaten in großem Umfang Stromüberschüsse gibt, die sich auf 4.791 kWh summierten, während im Winter große Teile des Strombedarfs aus dem Netz gedeckt wurden, insgesamt 1.230 kWh. Der rechenkundige Leser hat gemerkt, dass die Bilanz so nicht aufgeht. Bei der Differenz handelt es sich um die Verluste in der Batterie, die 317 kWh bzw. rund 17% der eingespeicherten Menge betragen. Die PV-Anlage ist für den Stromverbrauch recht hoch dimensioniert. Der rechnerische „Eigenversorgungsanteil“ beträgt 74%, eine Zahl, die aber keinerlei Aussagekraft hat. Ohne die Batterie wäre die Eigenversorgung 1.592 kWh kleiner gewesen und hätte nur 41% betragen.
Mithilfe der hochauflösenden Daten (5-Minutenwerte auf 15-Minutenwerte verdichtet) lassen sich die Werte der einzelnen Mengenprofile am Spotmarkt ermitteln. Der gesamte Stromverbrauch hätte 95,7 €/MWh gekostet, was bei einem mittleren Spotpreis von 89,3 €/MWh einem Profilfaktor von 1,072 entspricht. Damit kalkuliert ein Stromlieferant. Der tatsächliche Netzbezug kostete jedoch 118,5 €/MWh, was einen Profilfaktor von 1,326 bedeutet. Bei gleichen Strompreisen für beide Kundengruppen werden die PV-Anlagenbetreiber von den übrigen Kunden subventioniert.
Die gesamte Stromerzeugung war immerhin noch 47,6 €/MWh wert, entsprechend einem Profilfaktor von 0,533, während die Überschusseinspeisung nur noch 36,8 €/MWh (Profilfaktor 0,412) am Markt erzielt hätte. Versprechnungen von Anbietern, sie würden diesen Strom „optimiert“ am Markt verkaufen, dürfen als unseriöses Verkäufergeschwätz klassifiziert werden. Die EEG-Vergütung liegt bei einem Vielfachen. Bei kleiner dimensionierter PV-Anlage sinkt der Spotmarktwert des Überschussstroms noch weiter. Der PV-Anlagenbetreiber tauscht teuren Winterstrom gegen weitgehend wertlosen Tagstrom im Sommer – subventioniert vom Staat und den anderen Stromverbrauchern.
Was folgt aus diesen Zahlen? Der Betreiber einer privaten PV-Anlage sollte auf keinen Fall einen dynamischen Stromtarif abschließen, denn dann zahlt er statt des Preises für ein mittleres Verbrauchsprofil, den für sein eigenes. Im obigen Beispiel sind das 2,7 ct/kWh brutto Mehrkosten im dynamischen Stromtarif mit steigender Tendenz in den nächsten Jahren, zzgl. eines höheren Grundpreises.