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Je mehr Informationen vorliegen, desto realistischer lässt sich kalkulieren. Trotzdem sind alle Angaben unverbindlich und nur Näherungen. Es wird mit echten stündlichen Börsenpreisen und Wetterdaten des Modelljahres 2024 sowie Mittelwerten und Daten aus der Vergangenheit gerechnet (Details unter „So wird gerechnet"). Es besteht kein Anspruch auf Korrektheit in Gegenwart oder Zukunft.

1 · Stromverbrauch

2 · Rahmenbedingungen

Dachflächen mit 0 m² werden ignoriert. Die Postleitzahl bestimmt den Standort für den Ertrag. Die Dachdaten fließen immer in die Kalkulation ein – auch wenn eine PV-Anlage (noch) nicht fest geplant ist. Sie machen die Empfehlung genauer: bekannte Dachdaten begrenzen und verteilen die PV-Leistung realistisch.

3 · Fest geplante Bausteine

PV-Anlage ist fest geplant
Batteriespeicher ist fest geplant
EMS ist fest geplant
Dynamischer Stromtarif ist fest geplant

4 · EMS: Was soll es erfüllen?

Annahmen (änderbar)

Ergebnis

EMS
Dynamischer Stromtarif

Wirkung der Bausteine (live)

Alle Werte aktualisieren sich live mit den Reglern und Schaltern. „Mit/ohne" heißt: derselbe Fall mit bzw. ohne genau diesen Baustein, alles andere unverändert. Die Balken zeigen die Änderung des Netto-Gewinns über 20 Jahre. Hinweis zur Amortisation: Sie bezieht sich immer auf die Gesamtinvestition der Variante – ein Baustein mit hoher Investition kann die Gesamt-Amortisation verlängern, obwohl er langfristig Gewinn bringt.

Rechnung im Detail

Kumulierte Ersparnis gegenüber dem Referenzhaushalt

Referenz: derselbe Haushalt ohne PV, ohne Speicher, ohne EMS, mit deinem Tarif (Standard-Eingabe bzw. bei dynamischem Tarif: Referenzpreis aus den Annahmen, aktuell 37 ct/kWh, BDEW-Durchschnitt 2026). Die Ersparnis ist vor Abzug der Investition dargestellt, die Amortisation ist der Schnittpunkt mit der Investitionslinie.

So wird gerechnet – Methodik und Quellen
Methodik:
  1. 8.760 Stundenwerte des realen Modelljahres 1. Januar – 30. Dezember 2024 (beginnt an einem Montag; Zeitumstellungen berücksichtigt: fehlende Frühlingsstunde interpoliert, doppelte Herbststunde gemittelt). Witterung: echte stündliche ERA5-Temperatur und -Bewölkung, gemittelt über Berlin, München, Hamburg und Köln (Open-Meteo-Archiv). PV-Ertrag: PVGIS (EU-JRC, Referenzjahr 2019) je Dachfläche – bewusster Kompromiss, da PVGIS nicht für 2024 abrufbar ist; ist der Internetabruf nicht möglich, greift ein Näherungsmodell (Sonnenstandsgeometrie + Monatsmittel der Einstrahlung, gewichtet mit der echten Tagesbewölkung).
  2. Haushaltsstrom: Tagesform angelehnt an das BDEW-Haushaltsprofil H0 (BDEW/BDEW-VKU-Leitfaden „Abwicklung von Standardlastprofilen"), Jahreszeit nach der BDEW-Dynamisierungsfunktion F(t), skaliert auf den Jahresverbrauch. Der Grundverbrauch je Personenzahl (ohne Heizstrom) folgt den BDEW-Durchschnittswerten: 1.900 / 2.890 / 3.720 / 4.085 / 5.430 kWh für 1–5 Personen („5 und mehr").
  3. Heizung: Wärmebedarf = Fläche × Gebäudewärmekennwert + Warmwasser 12,5 kWh/(m²·a), verteilt nach Gradstunden der echten Temperaturverläufe 2024 (Heizgrenze 15 °C). Wärmepumpe: COP = 0,45 × Carnot-COP, abhängig von Außentemperatur und Vorlauftemperatur. Die resultierende Jahresarbeitszahl liegt mit rund 3 bis 3,6 in der Größenordnung des Fraunhofer-ISE-Wärmepumpen-Feldtests „WP-QS im Bestand“ (Projektabschluss 2025: mittlere JAZ 3,4 für Luft/Wasser; Bandbreite 2,6–5,4).
  4. Pro Stunde: PV deckt zuerst den Verbrauch, Überschuss lädt den Speicher (Leistung = 0,5 C), Rest wird eingespeist. Defizite deckt zuerst der Speicher, dann das Netz.
  5. EMS verschiebt E-Auto-Ladung, Wärmepumpe (bis 30 % der Tageslast, energieerhaltend) und lädt den Speicher bei dynamischem Tarif in den günstigsten Stunden – aber nur, wenn der Preisunterschied nach Verlusten mehr als 3 ct beträgt und nach Abzug des PV-Überschusses des Tages noch Laderaum frei bleibt – die Netzladung wird auf diesen freien Laderaum begrenzt (Arbitrage verdrängt also keinen eigenen PV-Strom; näherungsweise Prognosesteuerung).
  6. Kosten = Σ Netzbezug × Preis. Erlös = Σ Einspeisung × Vergütung; seit EEG-Novelle 2025 gibt es für Neuanlagen keine Vergütung in Stunden mit negativem Börsenpreis. Referenzkosten = Jahresverbrauch × dein Tarif. Ersparnis Jahr j = (PV-/Speicher-Ersparnis × Preissteigerung^(j−1) + Erlös) × (1 − 0,5 % · (j−1)) + EMS-/Tarif-Ersparnis × Preissteigerung^(j−1) − Mehrkosten des dynamischen Tarifs. Die Preissteigerung greift erstmals am Ende des ersten Jahres, die PV-Alterung wirkt nur auf den PV-bedingten Teil und den Einspeiseerlös.
  7. Die Börsenpreise sind die echten Day-Ahead-Stundenpreise der Bidding-Zone DE-LU des Modelljahres 2024 (Quelle: energy-charts.info auf Basis Bundesnetzagentur/SMARD, CC BY 4.0): 457 Stunden mit negativem Preis, Spanne −135,45 bis 936,28 €/MWh, Mittel 78,56 €/MWh. Auf ein aktuelleres Jahr wird verzichtet, weil der Day-Ahead-Handel seit Oktober 2025 auf 15-Minuten-Preise umgestellt wurde – das Modelljahr bleibt stündlich.
  8. Dynamischer Tarif im Modell: Börsenprofil + Aufschlag für Netz, Abgaben, Steuern und Marge (Standard 19 ct netto) + 19 % USt auf Börsenpreis und Aufschlag. Der Vergleich „dyn. Tarif ja/nein" vergleicht jeweils die optimal dimensionierte Variante gegen deinen eingegebenen Tarif. Weil der Aufschlag unabhängig vom Börsenpreis anfällt, ist der dynamische Preis bei niedrigen Fixpreisen oft teurer: Er lohnt sich vor allem mit hohem Festpreis, viel flexiblem Verbrauch (E-Auto, Wärmepumpe, Speicher-Arbitrage) und bei starker Preisvolatilität.
Wichtige Parameterwerte und ihre Quellen:
  • Modelljahr-Daten: Börsenstrompreise DE-LU (Day-Ahead, stündlich, 2024) von energy-charts.info (Fraunhofer ISE) auf Basis von Bundesnetzagentur/SMARD.de (CC BY 4.0); stündliche Temperatur und Bewölkung (ERA5-Reanalyse, 2024) vom Open-Meteo Historien-Archiv, gemittelt über Berlin, München, Hamburg und Köln.
  • Einspeisevergütung nach § 48b EEG (Teileinspeisung): 7,70 ct/kWh bis 10 kWp, 6,66 ct/kWh für 10–40 kWp und 5,44 ct/kWh für 40–100 kWp (Gültigkeit Aug. 2026 – Jan. 2027, Sätze der Bundesnetzagentur); keine Vergütung bei negativen Börsenpreisen, dafür Verlängerung der Vergütungsdauer um diese Stunden.
  • PV-Anlagenkosten: BSW/Fraunhofer-Referenz 2026 rund 1.000–1.500 €/kWp netto fertig installiert (Marktdurchschnitt März 2026 ca. 1.015 €/kWp). Der Kalkulator staffelt leicht konservativ: 1.300 / 1.050 / 900 €/kWp (erste 10 / 10–30 / ab 30 kWp).
  • Heimspeicher grob 800–1.200 €/kWh installiert (kleine Speicher bis 5 kWh: ca. 4.000–6.000 € gesamt, Preise 2026 fallend). Kalkulator: 1.500 € fix + 650 €/kWh. Systemeffizienz laut HTW Berlin, Stromspeicher-Inspektion: Effizienzunterschiede bis Faktor 3,5 zwischen Geräten (SPI ~89–97 %).
  • Referenz- und Default-Strompreis 37 ct/kWh: BDEW-Strompreisanalyse 2026 (durchschnittlicher Haushaltspreis).
  • Mehrkosten dynamischer Tarif 36 €/Jahr: Mittelwert der Spanne zwischen Grundpreis-freien (0 €, z. B. aWATTar) und grundpreispflichtigen Angeboten (ca. 72 €/Jahr, z. B. Tibber).
  • PV-Degradation 0,5 %/Jahr: Median der NREL-Auswertung von rund 2.000 Anlagen (Mittelwert 0,8 %/Jahr).
  • E-Auto-Verbrauch 18 kWh/100 km inkl. Ladeverlust: ADAC-Testverbräuche liegen je nach Modell zwischen 15,5 und 29,7 kWh/100 km.
  • Warmwasser-Wärmebedarf 12,5 kWh/(m²·a): Standardwert EnEV / DIN V 4108-6; Gebäudewärmekennwerte angelehnt an die IWU-Gebäudetypologie (unsaniert 150 bis über 300, saniert/Neubau deutlich darunter).
  • Wärmepumpen-JAZ im Bestand: Fraunhofer ISE Feldtest „WP-QS im Bestand“ (77 Anlagen, Projektabschluss Nov. 2025): mittlere JAZ 3,4 für Luft/Wasser-Wärmepumpen, Bandbreite 2,6–5,4.
Alle Werte sind Näherungen und im Block „Annahmen" änderbar.
Berechnung auf Basis von Annahmen, keine Garantie. Die Machbarkeit der PV-Anlage (Dach, Statik, Verschattung) ist gesondert zu prüfen.