Dein Solarstrom.
Auch am Abend.

Autarkie: Ist ein Wert laut Unabhängigkeitsrechner der HTW Berlin eingetragen, wird die Eigenversorgung jedes Monats mit demselben Faktor angepasst, begrenzt durch verfügbaren Netzbezug und Überschuss. Der erreichte Wert kann deshalb vom Ziel abweichen. Dieser Abgleich ist eine wirtschaftliche Sensitivität und ersetzt keine erneute physikalische Speichersimulation. Die Differenz geht als Netzbezug und Einspeisung in die Rechnung ein, bewertet mit dem mittleren Bezugspreis und Einspeiseerlös des Monats. Ohne Eintrag gilt die Viertelstundensimulation. Der HTW-Vergleich wird unabhängig angezeigt; keine automatische Anpassung an den HTW-Wert.

Referenzprofile: Open Power System Data, Household Data 2020-04-15, CC BY 4.0; gemessener Netzbezug eines Haushalts ohne PV (residential2) und PV-Erzeugung eines anderen Haushalts (residential4), beide Konstanz, 2016. Kumulative Zählerstände werden differenziert, der Schalttag entfernt, fehlende Zeitumstellungsintervalle aufgefüllt und doppelte gemittelt. Die Quelldaten enthalten bereits interpolierte Werte: 4.171 Viertelstunden beim Verbrauch und 302 bei PV. Verbrauch und Erzeugung werden auf die eingegebenen Jahresmengen skaliert; PVGIS-Monatsmengen erhalten die gemessene Schwankung innerhalb des Monats. Keine standortvalidierte Ertragsprognose. Wärmepumpe und E-Auto haben hier keinen eigenen Lastgang.

Ausrichtung: Das gemessene PV-Profil ist die Basis. Ost/West verschieben es näherungsweise um 1,5 Stunden, Ost-West mittelt beide. Dies ist kein Einstrahlungsmodell; Ausrichtung und Dachneigung der Referenzanlage sind nicht als Süd/35° verifiziert. Den Jahresertrag separat über Ertrag oder PVGIS eingeben.

PV deckt zuerst den gleichzeitigen Verbrauch. Überschüsse laden den Speicher innerhalb seiner Kapazitäts- und Leistungsgrenzen. Bei späterem Bedarf entlädt er bis zur Dauerreserve. Ladung und Entladung haben jeweils den Wirkungsgrad √(Umlaufwirkungsgrad). Der Ladezustand wird fortgeführt. Eine Reserve startet leer und muss aus PV geladen werden. Keine Vergütung für Verluste oder verbleibenden Ladezustand.

Preise liegen auf einem normalisierten Raster mit 96 Viertelstunden pro Tag vor; ältere Stundenpreise können viermal wiederholt sein. Bei der Zeitumstellung wird die fehlende Stunde aufgefüllt und die doppelte Stunde einmal gezählt. Keine exakte Handelsabrechnung an diesen Tagen. Während der Förderdauer entfällt die Vergütung für Einspeisung in negativen Viertelstunden (EEG 2023 und Entwurf 2027). Nach der Förderdauer wird die Einspeisung zum Spotpreis abzüglich Vermarktungskosten verkauft. Liegt der Nettoverkaufspreis bei null oder darunter, wird der Überschuss als Abregelung ausgewiesen. Die nötige technische Abregelbarkeit ist eine Modellannahme.

Abendverkauf: Zu Beginn des Verkaufsfensters hält der Speicher den angenommenen Hausbedarf bis 08:00 Uhr des Folgetags zuzüglich einstellbarem Puffer und Entladeverlusten sowie Dauerreserve zurück. Was darüber liegt, wird in den teuersten Viertelstunden des eingestellten Verkaufsfensters verkauft, je Viertelstunde höchstens die Speicherleistung abzüglich Hausverbrauch. Day-Ahead-Preise gelten als bekannt; der Nachtverbrauch wird mit idealer Lastprognose angenommen. Der Puffer ersetzt keine Prognosevalidierung. Der Verkauf wird chronologisch abgerechnet; Eigenverbrauch, Ladung und Verkauf teilen sich die Leistungsgrenze. Keine Netzladung, keine automatisch angenommene Marktprämie, kein Intraday-Handel. Bei aktiviertem Abendverkauf wird die gesamte Einspeisung als sonstige Direktvermarktung ohne EEG-Zahlung gerechnet. Das ist ein konservatives Vertragsszenario; tatsächliche Ansprüche separat prüfen. Börsenpreise folgen der eingestellten Börsenpreisentwicklung.

Dynamischer Tarif: Bezugspreis je Viertelstunde = (Börsenpreis mit eigener Börsenentwicklung + Aufschläge mit allgemeiner Preisentwicklung) × (1 + Umsatzsteuer), zuzüglich einer optionalen separaten CO₂-Preiswirkung. Die allgemeine Steigerung wird nicht zusätzlich auf den Börsenanteil angewendet. Ein optionaler Marktbeitrag wird separat eingegeben; dafür reservierte Leistung und Kapazität stehen nicht für das Haus zur Verfügung. Negative Endpreise bleiben erhalten; eine vertragliche Preisuntergrenze wird nicht angenommen. Keine feste 60-%-Einspeisegrenze modelliert. Jahresertrag ggf. vorab um Abregelung reduzieren.

Finanzierung: Annuitätendarlehen über den eingestellten Anteil der Investition. Die Rate erscheint im Monatsvergleich und in der Jahrestabelle. Amortisation und Kapitalwert rechnen ohne Finanzierung, damit der Zins die Anlagenwirtschaftlichkeit nicht verdeckt.

Amortisation ist der erste positive kumulierte Zahlungsüberschuss, ohne pauschale Tauschkosten. Kapitalwert = Anfangsinvestition plus abgezinste Jahresvorteile. Der Zusatzvergleich Speicher verwendet immer PV allein als Referenz. Bei Bestands-PV wird nur die neue Speicherinvestition angesetzt und deren Vorteil gegenüber der bestehenden PV gerechnet. Die Restschuld bei einer Finanzierung über den Betrachtungszeitraum hinaus wird nicht im Monatsbudget verrechnet; Amortisation und Kapitalwert bleiben unabhängig vom Kredit.

CO₂-Zusatz im Strompreis: Veränderung €/t × preiswirksamer Faktor kg/kWh ÷ 1.000 × Durchreichung × (1 + Umsatzsteuer). Linear bis zum Zieljahr, danach konstant. Nur eine Preiswirkungssensitivität; weder CO₂-Einsparbilanz noch Emissionsprognose. Allgemeine Preissteigerung muss bei aktivierter CO₂-Funktion diesen Effekt ausschließen.