Solarenergie-Förderverein Deutschland e.V. (SFV)

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vom 03.06.2012, aktualisiert am 27.06.2012, Wolf von Fabeck:

Beitrag von Photovoltaikanlagen mit integrierten Stromspeichern zur Energiewende

Ausführliche Erläuterungen und Argumentationshilfen zu einem Vorschlag des Solarenergie-Fördervereins Deutschland

Die Ausgestaltung der rechtlichen Rahmenbedingungen gemäß Vorschlag des Solarenergie-Fördervereins Deutschland (SFV) findet sich im letzten Kapitel.

Eine gestraffte Darstellung für Experten
findet sich hier: Zusammenwirken von Photovoltaik, Windkraft und Energiespeichern

 

Gliederung des vorliegenden Beitrages

Vorwort

Kanzlerin macht Energiewende zur Chefsache... Neuer Umweltminister schließt Rückkehr zur Atomenergie aus... Ausbau der Hochspannungsstromnetze muss beschleunigt werden... </i>Wer diese Schlagzeilen liest, kann den Eindruck gewinnen, die Bundesregierung wolle wirklich die Energiewende. Doch dann kommt man ins Grübeln, wenn immer neue Meldungen über die verheerende Pleitewelle bei Solarherstellern und -Installateuren auftauchen. Wo bleibt eine konzentrierte Rettungsaktion der Regierung für die Solarenergie? Es stellt sich schließlich ganz unverhüllt die bange Frage: Welche Energiepolitik verfolgt eigentlich die Bundesregierung?

 

Fernübertragungsnetze statt Ausbau der Photovoltaik?

Die offizielle Planung der Bundesregierung ergibt sich aus der sogenannten <i>Leitstudie 2010 des Bundesministers für Umwelt, zu der ein Zwischenbericht im Dezember 2010 veröffentlicht wurde: Langfristszenarien und Strategien für den Ausbau der erneuerbaren Energien in Deutschland bei Berücksichtigung der Entwicklung in Europa und global. Wir beziehen uns auf die Schlussfassung der DLR vom 31.03.2012 unter diesem Link.

Die Bilder 1 und 2 zeigen qualitativ auf, welches "Wachstum" die Bundesregierung bei der Photovoltaik (PV) und der Binnenland-Windenergie anstrebt. Die zwei Säulengrafiken finden sich allerdings nicht in der Leitstudie, sondern wurden nachträglich durch den SFV erstellt, um die Tabelle "Installierte Stromleistung erneuerbarer Energien ..." auf Seite 13 der Leitstudie anschaulich zu machen.

Die Säulengrafik in Bild 1 zeigt den Fortgang (genauer gesagt, das Ende) der Photovoltaik-Förderung. Die linken zwei Säulen stellen den tatsächlichen Zuwachs der letzten zwei Jahre dar, die folgenden Säulen ergeben sich aus den Tabellenwerten der Leitstudie.

Bild 1     PV-Neuinstallationen nach Planung des BMU

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Die PV-Neuinstallationen sollen von über 7 GW / a auf unter 0,5 GW / a eingeschränkt werden


 

Bild 2     Onshore-Wind-Neuinstallationen nach Planung des BMU
Die Neuinstallationen bei Onshore-Windenergie sollen ebenfalls erheblich eingeschränkt werden


Zur Begründung für diese Entscheidung, die wichtigsten heimischen Erneuerbaren Energien in Deutschland mehr oder weniger zu stoppen, anstatt sie intensiv voranzubringen, heißt es

Leitstudie, Seite 11 (Hervorhebungen durch SFV):
 
„Der Beitrag der EE zur Stromversorgung steigt von 103,5 TWh/a im Jahr 2010 auf 235 TWh/a in 2020 und 490 TWh/a im Jahr 2050 (Abbildung 6). Die Wachstumsdynamik der EE wird längerfristig vorwiegend von der Windenergie und der Solarstrahlung (Photovoltaik und solarthermischer Strom aus südlichen Regionen) getragen, während das Potenzial der Biomasse bei rund 60 TWh/a ausgeschöpft ist. Gefolgt von der Windenergie (durchschnittliche Wachstumsrate bis 2020: 11%/a), wächst die Photovoltaik im Zeitabschnitt bis 2020 mit 13,5%/a am stärksten. Zwischen 2020 und 2050 wächst die Strombereitstellung der EE kontinuierlich mit einer Wachstumsrate von im Mittel 2,5%/a. Der Beitrag fluktuierender Stromerzeugung (Wind, Photovoltaik) liegt heute bezogen auf den gesamten Bruttostromverbrauch erst bei 8%. Bis 2020 steigt er bereits auf 28% und bis 2050 auf 55%. Die Ausweitung der Stromerzeugung aus Geothermie läuft relativ langsam an und spielt im Szenario bis 2050 insgesamt eine eher geringe Rolle. Ausschlaggebend dafür sind die Unsicherheiten über die breitere Realisierbarkeit als stromerzeugende Technologie.
Für die gesamte EE-Stromerzeugung beginnt etwa ab 2020 auch der Import von EE-Strom eine Rolle zu spielen. Dahinter steht die Annahme, dass die Transformation der Stromversorgung zu EE in absehbarer Zeit zu einem gemeinsamen europäischen Ziel werden muss. Nur so kann strukturell und ökonomisch eine optimale auf EE basierende Stromversorgung aufgebaut werden. Da außerhalb Deutschlands sehr große, kostengünstig erschließbare EE-Potenziale vorhanden sind, liegt es nahe, im Saldo von einem längerfristig steigenden Import von EE-Strom auszugehen. Im Jahr 2030 werden im Saldo mit 19 TWh/a erst 5,5% des EE-Stroms importiert, im Jahr 2050 sind es mit 62 TWh/a knapp 13% der EE-Stromerzeugung (11% des Stromverbrauchs).Bereits im Jahr 2020 liegt mit 117 GW die installierte Leistung der EE deutlich über der zu erwartenden Netzhöchstlast von ca. 80 GW. Mit 97 GW Leistung dominiert der Anteil der fluktuierenden Energiequellen Wind und Solarstrahlung (Tabelle 2). Zu diesem Zeitpunkt übertrifft die PV-Leistung die installierte Leistung der gesamten Windkraft, womit sie jedoch nur 40% der Strommenge der Windkraft erzeugt. Die hohe installierte Leistung fluktuierender EE zeigt den spätestens ab 2020 stark wachsenden Bedarf an Ausgleichs- und Speichermöglichkeiten. Aus diesem Grund wird nach 2030 im Szenario eher das Wachstum des internationalen Stromverbunds und der "heimischen“ Offshore-Windenergie bevorzugt, während sich das Wachstum der heimischen PV-Leistung längerfristig wieder abschwächt. (…)“

Auffällig ist die Diskrepanz zwischen der verharmlosenden Formulierung im letzten Satz, das Wachstum der heimischen PV-Leistung werde sich längerfristig wieder abschwächen, und den steil absinkenden Zahlenwerten in Bild 1, die besagen, dass nennenswerter weiterer Zubau bei der Photovoltaik bis Ende 2050 nicht mehr vorgesehen ist. Die euphemistische Wortwahl verschleiert, wie einschneidend die vorgesehenen Kürzungen sein werden.

Die Entscheidung ist nicht überzeugend: Weil Ausgleichs- und Speichermöglichkeiten fehlen, sollen der internationale Stromverbund (d.h. die Fernübertragungsnetze) und die Windkraft in Nord- und Ostsee ausgebaut werden. So als würde die Offshore-Windenergie weniger Ausgleichs- oder Speichermöglichkeiten benötigen und als wären Ausgleichs- und Speichermöglichkeiten vorwiegend im internationalen Ausland zu finden.
Der SFV gibt zu bedenken: Wenn das betrachtete Gebiet vergrößert wird, nimmt nicht nur die Anzahl der Stromerzeuger zu, sondern auch die Zahl der Verbraucher und der Ausgleichs- und Speicherbedarf. Wenn einzelne Länder mit Hilfe von Fernübertragungsleitungen andere Länder mitversorgen sollen, in denen manchmal das Wind- und Sonnenangebot nicht ausreicht, so müssen sie mehr EE-Anlagen errichten als ohne diese Verpflichtung. Es ist deshalb nicht nachzuvollziehen, warum Deutschland, der zentral gelegene größte Stromverbraucher Europas, seine weiteren Anstrengungen zum Ausbau der heimischen EE erheblich verringern oder einstellen soll. Soll für Deutschland nicht gelten, was von den anderen Ländern für selbstverständlich erachtet wird? Der Vorwurf des Kolonialismus ist hier nicht abwegig.

Auch die Anfälligkeit des komplexen Gesamtsystems gegenüber Naturkatastrophen und Terrorakten sowie die überpropertionale Zunahme der Abstimmungsprobleme zwischen der zunehmenden Zahl der zu Beteiligenden spricht gegen ein solches Mammutprojekt.

Sodann fällt der Versuch auf, die Akzeptanz für die Offshore-Windparks im Gegensatz zu den geplanten Projekten in Südeuropa durch das Adjektiv "heimisch" zu verbessern.

Und schließlich verwundert der Versuch, die Bedeutung der Photovoltaik zu verringern, die "trotz höherer installierter Leistung nur 40 Prozent der Strommenge der Windkraft erzeugt", wobei sich die Anmerkung aufdrängt, dass das große Potential der PV nicht verzichtbar ist, weil sie häufig dann ihren Leistungsschwerpunkt hat, wenn Windenergie überhaupt nicht zur Verfügung steht.

 

Energiewende als Vorwand für den Ausbau der Höchstspannungsnetze

Der staatliche Propagandaaufwand für den Netzausbau bei gleichzeitiger skandalöser Vernachlässigung der heimischen Photovoltaik und der Binnenland-Windenergie (Bilder 1 und 2) lassen vermuten, dass es der Bundesregierung nicht vorwiegend um die Erneuerbaren Energien geht, sondern dass es andere Gründe für den Ausbau der Höchstspannungsnetze geben könnte.

Dazu zwei Beispiele:

  • Nehmen wir einmal an, Kraftwerksbetreiber im rheinischen Braunkohlegebiet würden die Kraftwerksbetreiber in Süddeutschland preislich unterbieten, dann würden viele Großverbraucher im Süden ihren Strom lieber aus dem Rheinland als aus Kraftwerken in Süddeutschland beziehen. So muss - obwohl der benötigte Strom ohne Netzbelastung in Süddeutschland erzeugt werden könnte - der Strom über die Stromtrassen vom Rheinland in den Süden transportiert werden. Leistungsfähigere Stromfernleitungen sind somit eine Voraussetzung für den freien Stromhandel. Die Netzbetreiber haben naturgemäß großes Interesse, ihre Transportaufgaben und damit ihren Gewinn auszuweiten. So ist es nicht verwunderlich, dass sie als erste einen grandiosen NEP (einen Netz Entwicklungs Plan) vorgelegt haben. Auch die Kraftwerksbetreiber im Rheinland suchen nach Möglichkeiten, ihre Grundlastkraftwerke weiterhin rund um die Uhr betreiben zu können. Wenn in Deutschland ein Überangebot von Sonne und Wind vorliegt, könnte man den Braunkohlestrom ja in die norditalienischen Industriegebiete liefern.
  • Wenn die Leistung der noch stillzulegenden Atomkraftwerke in Süddeutschland durch Braunkohlestrom aus dem Ruhrgebiet ersetzt werden soll, müssen möglicherweise ebenfalls die Höchstspannungsleitungen verstärkt werden.

Die Bevölkerung hat keinen Vorteil vom Ausbau der Höchstspannungsleitungen. Für die Endverbraucher in Süddeutschland ist es gleichgültig, ob sie teuren Steinkohlestrom aus Ludwigshafen bekommen oder ob sie den billigeren Braunkohlestrom aus dem Rheinland bekommen und dafür die höheren Netzgebühren bezahlen müssen. Und der gar nicht so billige Strom aus den Offshore-Windparks in der Nordsee würde auf dem langen Übertragungsweg bis München erheblich teurer als Windstrom aus dem Alpenvorland.

Dem Interesse der Netzbetreiber sowie dem Interesse der Braunkohlekraftwerksbetreiber im Rheinland, in der Lausitz und in der Gegend um Bitterfeld an einem hohen Gewinn steht das Interesse der Bevölkerung entgegen. Zur Entscheidungsfindung zwischen den unterschiedlichen Interessen richtet sich der Solarenergie-Förderverein Deutschland nach folgenden Kriterien:

 

Grundsätze und Kriterien des SFV bei der Beurteilung von Energieversorgungskonzepten

Stromerzeugungsanlagen sollen kein CO2 emittieren und keine radioaktiven Abfälle erzeugen. Die dazu erforderliche Umstellung hat wegen der zu vermeidenden immensen Gefährdungen höchste Priorität.

Die Sicherheit der Stromversorgung ist extrem wichtig, da Stromausfälle wegen der hohen Abhängigkeit unserer Gesellschaft von der Stromversorgung zu ordnungs- und lebensbedrohenden Katastrophen führen würden.

Anpassung der Stromerzeugung an den Strombedarf soll möglichst auf lokaler Ebene mit Hilfe von Speichern erfolgen, um robuste, katastrophensichere, überlebensfähige dezentrale Energieversorgungssysteme zu erreichen.

Die Vorstellung, irgendwo in Europa oder Nordafrika werde es schon genug Wind oder Sonne geben, um mit den dort befindlichen Wind- und Solaranlagen den gesamten europäischen Raum mit elektrischer Energie versorgen zu können, halten wir für grob fahrlässig. Die dafür geforderten Fernübertragungsnetze (Supergrind) halten wir für eine unnötige volkswirtschaftliche, landschaftliche, umweltzerstörende und soziale Belastung.

Stromerzeugungsanlagen sollten nicht dort errichtet werden, wo besonders viel Sonne scheint und Wind weht, sondern dort wo Verbraucher den Strom benötigen. So kann man Stromnetze einsparen, Übertragungsverluste sowie die Wahrscheinlichkeit eines Netzausfalls minimieren.

Speicher sollen so nahe wie möglich in die Nähe der Erzeugungsanlagen untergebracht werden, da die erforderlichen Leitungsquerschnitte sich nach den Spitzenströmen richten müssen.

Schließlich legen wir großen Wert auf die Auswahl der geeigneten Akteure. Diejenigen, die noch Geld mit den bisherigen Anlagen verdienen, halten wir nicht für geeignet, eine rasche Umstellung voranzutreiben.

 

Zusammenwirken von PV-Anlagen mit konventionellen Kraftwerken

Eine charakteristische Eigenschaft von PV-Anlagen ist die Tatsache, dass sie an Tagen mit klarem Himmel mittags in ganz Deutschland fast gleichzeitig ihre Höchstleistung anbieten. Selbst bei Berücksichtigung der zeitlichen Verschiebung zwischen Ost- und Westdachanlagen oder den östlichen und westlichen Landesteilen liegt ihr Gleichzeitigkeitsfaktor recht nahe an 100 Prozent. Ihre Leistungskurve beginnt etwa um 6:00 Uhr, erreicht ihren Höhepunkt in der Mittagszeit und fällt dann bis 21:00 Uhr wieder auf Null zurück (Bild 3 rechts unten). Wegen der hohen Gleichzeitigkeit entfällt die Möglichkeit, Leistungsspitzen durch Netzausbau räumlich zu verschieben (denn an den anderen Orten könnte ebenfalls die Sonne scheinen).

Wegen der hohen Gleichzeitigkeit und unter der vorübergehenden Annahme eines vollständigen Netzausbaus lässt sich eine vereinfachte bundesweite Betrachtung durchführen:
Bild 3 veranschaulicht die Zusammenhänge zwischen Stromverbrauch (blaue Lastkurve), Solarstromerzeugung (gelb-rote Glockenkurve) und Leistung der konventionellen Kraftwerke (schwarze Doppelpfeile) an windstillen Tagen. Die blaue Lastkurve deutet den Stromverbrauch von ganz Deutschland an. Sie erreicht um die Mittagszeit regelmäßig einen Höchstwert. Das Mittagessen wird gekocht, während Gewerbe und Industrie weiterarbeiten.
Im Winter gibt es in den Abendstunden noch einen zweiten, meist etwas kleineren Höchstwert.

Die Lastkurve und die solare Leistungskurve sind durch das Verhalten der Stromverbraucher und die solare Einstrahlung vorgegeben. Die schwarzen Doppelpfeile müssen ihre Länge ständig ändern, damit sie zu jeder Uhrzeit genau die Lücke zwischen Lastkurve und solarer Leistungskurve ausfüllen. Das heißt, die konventionellen Kraftwerke müssen mal mehr und mal weniger Leistung liefern. Sie werden "geregelt", d.h. "hochgefahren" oder "heruntergefahren". Man spricht hier auch von der sogenannten "Residuallast", die sich schnell oder weniger schnell ändert.

In den Jahren 2010 bis 2012 entsprach an Tagen mit viel Sonne der Verlauf der Solarleistung in etwa dem Verlauf der Lastkurve. Deshalb musste die konventionelle Stromerzeugung an solchen Tagen nur wenig in ihrer Leistung verändert werden.

Bild 3     Rückblick: Solarenergie verringerte an sonnigen Tagen den Regelbedarf konventioneller Kraftwerke. Bei viel Sonne brauchte konventionelle Leistung mittags nicht mehr erhöht zu werden

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Eine der Folgen war: Die Spitzenlastkraftwerke konnten trotz der mittäglichen Lastspitze weniger teuren Spitzenlaststrom verkaufen. An der Strombörse blieb der übliche Preisanstieg aus. Die Großkunden und die Endkunden-Versorger brauchten mittags nicht mehr so viel für den Strom bezahlen (Merit-Order-Effekt). Allerdings hatten die privaten Haushaltskunden keinen Vorteil davon, denn die Endkunden-Versorger gaben die Preissenkungen nicht an die Endkunden weiter. Die Endkunden-Versorger verbreiteten stattdessen auf ihren Stromrechnungen das Lügenmärchen von den unerträglichen Kostenbelastungen durch den teuren Solarstrom, indem sie nur die steigende EEG-Umlage, nicht aber die daraus folgenden Börsenpreissenkungen beim Strom-Großeinkauf aufführten. Auch Richtigstellungen durch die Bundesnetzagentur durch eine Pressemitteilung und bei einer Anhörung vor dem Umweltausschuss im Bundestag konnten dieses Vorurteil nicht mehr ausrotten.

 

Vorhersehbare Entwicklung bei weiterem Zubau von (ungepufferten) PV-Anlagen

Die Tatsache, dass bislang die Leistungskurve der PV-Anlagen an sonnigen Tagen zufälligerweise die Mittagslastspitze der Sommerlastkurve ausgleichen konnte, wird sich bei weiterem Zubau von PV-Anlagen in ihr Gegenteil verkehren.
Zur Integration der PV-Technik in die allgemeine Stromversorgung gehört deshalb ein Ausgleich zwischen Leistungsspitzen und Inaktivität durch "Pufferspeicher". "Puffern" bedeutet das Abfedern von Leistungsspitzen und "Speicher" besagt, dass die in den Leistungsspitzen enthaltene Energie nicht "vernichtet", sondern für später verfügbar gemacht wird.

Vielen PV-Freunden ist die zukünftige Unverträglichkeit ihrer Technik mit dem konventionellen Kraftwerkspark vage bewusst. Sie ziehen daraus aber die falschen Schlüsse:

  • Man brauche - so glauben sie - im Vertrauen auf den gesetzlich garantierten Einspeisevorrang nur eine PV-Anlage nach der anderen zu errichten, um damit die schlecht regelbaren Grundlastkraftwerke zum endgültigen Abschalten zu zwingen.
  • Man könne auf diese Weise den Anteil der Solarenergie an der Stromerzeugung tagsüber immer weiter bis an die Lastkurve steigern.

Diese Überlegungen lassen nicht nur die Frage nach der Durchsetzbarkeit unbeachtet, sondern sie vergessen auch die technischen Gegebenheiten.

Wir wollen deshalb - in einer Folge von vier Bildern - ausführlich darstellen, was vom Aufgang der Sonne bis zu ihrem Untergang geschehen würde, wenn gegenüber heute die zwei- oder dreifache Zahl ungepufferter PV-Anlagen zur Mittagszeit ihre Höchstleistung ins Stromnetz einspeisen will (derzeit, Juni 2012, sind etwa 27 GW installiert). Wir nehmen dabei den ungünstigsten Fall an, dass Windstille herrscht. Dieser Fall ist deshalb besonders ungünstig, weil die konventionellen Kraftwerke dann kurz vor Sonnenaufgang noch die gesamte Leistung bereitstellen mussten, die sie dann rasch zurückregeln müssen. Die anderen Erneuerbaren Energien, auch die Wasserkraft (deren Potential bedeutend geringer ist als das der Sonnenenergie) bleiben zur Vereinfachung der Überlegungen außer Betracht.

Zunächst einmal würde die bisherige flache "Glockenkurve" der Solarleistung nicht in die Breite, sondern nur in die Höhe wachsen, so dass sie schon fast die Lastkurve erreicht (Bild 4).

Bild 4     Konventionelle Kraftwerke plus PV-Anlagen ohne Speicher

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Der konventionelle Kraftwerkspark trug bis 5:30 Uhr alleine die volle Last

Der dicke schwarze Pfeil in Bild 4 muss seine Länge zu jeder Zeit dem Abstand zwischen der blauen Lastkurve und der roten Glockenkurve anpassen. Schon wenige Minuten nach Sonnenaufgang muss er seine Länge schnell reduzieren. Der Pfeil stellt die Summe aller in Anspruch genommenen konventionellen Kraftwerksleistungen dar. Leider lassen sich aber nicht alle Kraftwerke schnell genug ab- und hochregeln

  • Regelbare konventionelle Kraftwerksleistung stammt aus Spitzenlastkraftwerken, z.B. Gaskraftwerken und Speicher-Wasserkraftwerken. Deren Abregelung und Wiederaufregelung ist konstruktiv vorgesehen und verursacht die geringsten Kosten. Mäßig schnell veränderbare konventionelle Kraftwerksleistung stammt z.B. aus Steinkohlekraftwerken. Sie lassen sich ohne technische Nachteile herunterfahren. Auch einen Leistungsanteil der sogenannten Grundlastkraftwerke (Größenordnung etwa 30 Prozent ihres Leistungsangebots) kann man noch zur mäßig schnell regelbaren Kraftwerksleistung hinzu zählen.
  • Zur nicht regelbaren konventionellen Kraftwerksleistung gehören etwa 70 Prozent der Grundlast-kraftwerksleistung. Grundlastkraftwerke (in Deutschland zumeist Braunkohle- und Atom-Kraftwerke), die für einen Dauerbetrieb mit billigem Brennstoff ausgelegt sind, können nur im oberen Leistungsdrittel schnell genug herunter- und wieder heraufgeregelt werden. Eine weitere Abregelung (Schnellabschaltung) ist wegen der krassen Temperaturänderung (Wärmespannungen) materialbelastend und das Wiederanfahren wegen der dann zunächst erforderlichen technischen Überprüfung zeitraubend und kostspielig.

Die Aufteilung der Kraftwerksleistungen veranschaulicht das folgende Bild 5. Im Interesse besserer Anschaulichkeit haben wir hier ausnahmsweise die schneller regelbaren Kraftwerksleistungen unten eingezeichnet.

Bild 5     Beteiligte Kraftwerkstypen. Die Zahl der Grundlastkraftwerke ist das ganze Jahr über gleich. Im Winter ist die Zahl der Mittel- und Spitzenlastkraftwerke jedoch erheblich größer, weil im Winter der Stromverbrauch höher ist

Bild 6     Konventionelle Kraftwerksleistung bei Windstille kurz vor Sonnenaufgang

 

Während die Sonne immer höher steigt, nimmt die PV-Leistung rasch zu. Gleichzeitig werden die regelbaren konventionellen Kraftwerke immer weiter zurückgefahren (vergleiche Bild 4, 6, 7 und 8).

Bild 7    8:30 Uhr - Hälfte der abregelbaren Leistung wurde abgeregelt
 

Bild 8     9:00 Uhr - Grenze der Abregelbarkeit ist erreicht

 

Etwa um 9.00 Uhr ist die Grenze der Abregelbarkeit erreicht. Die Leistung der Grundlastkraftwerke ist auf etwa 70 Prozent reduziert und lässt sich nicht weiter abregeln. Dem regelverantwortlichen Übertragungsnetzbetreiber bleibt dann nur noch die Möglichkeit, statt der nicht weiter abregelbaren Grundlastkraftwerke die Solarenergie abzuregeln. Er hat dafür die gesetzliche Genehmigung ("Einspeisemanagement" §§ 6 und 11 EEG 2012).

Enttäuschung Nr. 1     Hier musste der ehemalige gesetzliche EE-Einspeisevorrang der technischen Notwendigkeit weichen.

 

Abregelung von Sonnen- und Windeinspeisung weit vor dem Erreichen der Lastkurve

Die Erkenntnis, dass bereits lange vor Erreichen der Lastkurve die Leistung der Erneuerbaren Energien nicht mehr vom Stromnetz aufgenommen werden kann, wurde fälschlich vielfach so gedeutet, dass dies am mangelnden Ausbau der Stromnetze läge und deshalb durch besseren Leitungsausbau verhindert werden könnte. Doch das ist keineswegs der Fall.
Wir erinnern uns daran, dass die vorhergehende Serie von 4 Grafiken(Bilder 4, 6, 7 und 8) mit Lastgängen und Leistungskurven ja ausdrücklich unter der Voraussetzung erstellt wurde, dass das Stromnetz vollständig ausgebaut worden sei, so dass die gesamte deutsche Solar- (und Wind-) Einspeisung gemeinsam mit den Leistungen des gesamten Kraftwerksbestandes die Lastkurve aller deutscher Verbraucher decken sollte.
Die hier erkennbar aufkommenden Unverträglichkeiten sind also in keiner Weise durch einen Ausbau der Stromnetze zu beseitigen. Diese Erkenntnis dürfte - zumindest in Kreisen der Umweltbewegung - eine Sensation sein. Sie müsste insbesondere bei den Naturschutzverbänden zu einer völligen Neubewertung der Fernübertragungs-Ausbaupläne führen. Die Aussage der Stromwirtschaft, der weitere Ausbau der Erneuerbaren Energien würde verzögert durch den Widerstand der Umweltbewegung gegen den Netzausbau, ist nicht zutreffend.

Bild 9     Abregelung der PV-Leistung von 9:00 – 19:00 Uhr. Der Löwenanteil des PV-Zuwachses geht wieder verloren

 

Bild 10

 

Der schwarze Pfeil, der den nicht abregelbaren Anteil der konventionellen Kraftwerksleistung darstellt, hinterlässt - bildlich gesprochen - in der Grafik eine rot eingefärbte breite Spur, einen "roten" verbotenen Bereich, in dem jede Einspeisung von Leistung, die nicht aus Grundlastkraftwerken stammt, abgeregelt werden muss (Bild 11). Erneuerbare Energien können deshalb nur in dem darunter verbleibenden "grünen" Bereich Leistung in das Stromnetz einspeisen.

 

Bild 11     Unnötige Energieverluste bei PV-Ausbau ohne Pufferspeicher

Beim Eindringen in den roten Bereich werden die solaren Leistungsspitzen gekappt, weil Leistungsspitzen dort nicht ausgeregelt werden können. Gleiches gilt auch für Wind-Leistungsspitzen.


Enttäuschung Nr. 2     Weiterer Zubau von ungepufferten PV-Anlagen erhöht die einspeisbare Solarstrommenge nur noch unwesentlich

Wohlgemerkt, so würde es kommen, wenn nicht rasch ein energischer Kurswechsel erfolgt.

Wichtig ist die Erkenntnis, dass wir nicht warten können, bis die ungepufferte PV Leistung die Sommerlastkurve erreicht oder gar übersteigt, sondern, wie Bild 11 zeigt, schon erheblich früher eine Entscheidung treffen müssen.

Vergleicht man die dunkle Fläche mit dem Zuwachs der ungepufferten PV-Anlagen so stellt man fest, dass ein erheblicher Teil der PV-Anlagen gerade dann nicht zum Zuge kommt, wenn die Sonne scheint. Den finanziellen Ausgaben für die Errichtung der neuen Anlagen stehen dann nahezu keine nutzbaren Energieerträge mehr gegenüber.

Enttäuschung Nr. 3     Der Jubel über die Netzparität, d.h. darüber, dass bei weiterem PV-Ausbau die Kosten für eine kWh Solarstrom bereits geringer seien als die Kosten für eine kWh konventionellen Stroms aus der Steckdose, ist unangebracht, denn von den neu hinzukommenden PV-Kilowattstunden muss ein wachsender Anteil abgeregelt werden - gerade dann, wenn die Sonne deutschlandweit scheint.

Nur im Leistungsbereich unterhalb 35 GW gibt es einen „grünen“ Leistungs-Bereich, in dem fluktuierende (volatile) Erneuerbare Energien einspeisen können. Der "rote" Bereich ist den Grundlastkraftwerken vorbehalten, die mindestens mit etwa 70 Prozent ihrer Leistung einspeisen müssen.

Bild 12     Den Grundlastkraftwerken vorbehaltener Leistungsbereich. Ab 35 GW Summenleistung müssen alle EE mit Abregelung rechnen


Viele Experten glauben, die Einführung von Speichern habe noch viel Zeit, weil der Abstand der Solar- und Windleistung zur Lastkurve noch groß ist. Doch sie täuschen sich: Entscheidend ist nicht der Abstand bis zur Lastkurve, sondern der Abstand zum roten Bereich. Verhältnisse, wie sie die Bilder 11 und 12 andeuten, bringen die EE nicht voran. Bei zwei bis dreimaliger Wiederholung des PV-Zuwachses von 2011 mit ungepufferten PV-Anlagen würde die solare Mittagsspitze selbst bei vollkommener Windstille die Grenze zum verbotenen „roten“ Bereich bereits überschreiten und erhebliche EE-Energiemengen blieben infolge Abregelung ungenutzt.


Die Grenze zwischen dem grünen und roten Bereich in den Bildern 11 und 12 kann nicht überwunden werden. Zwei Maßnahmen sind deshalb voranzutreiben:

1. Die Grenze zwischen dem grünen und dem roten Bereich muss nach oben verschoben werden, der rote Bereich, der den Grundlastkraftwerken vorbehalten ist, ist zu verringern. Siehe dazu weiter unten das Kapitel Zurückdrängen der Grundlastkraftwerke


2. Der noch nicht ausgefüllte grüne Leistungsbereich (Bild 11 bis 13) ist so weit wie möglich - auch in den Nachtstunden - unter Verwendung von Pufferspeichern mit Solar- (und Wind-) Energie aufzufüllen. Für Solarenergie wird dies in den nächsten Kapiteln erläutert.


Bild 13     Zwei Maßnahmen sind erforderlich: Zahl der Grundlastkraftwerke kontinuierlich vermindern und den bereits verfügbaren Leistungsbereich ausfüllen

 

Aufgabe 1, das Erweitern des verfügbaren Leistungsbereichs behandeln wir später.
Zunächst einmal erläutern wir Aufgabe 2, das Ausnutzen des bereits jetzt verfügbaren Leistungsbereichs auch in den Abend-, Nacht- und Morgenstunden.

 

PV-Betreiber installieren die fehlenden Speicher selbst

Vielen Energiepolitikern ist durchaus bewusst, dass der weitere Ausbau der Photovoltaik am Fehlen dezentraler Speicher scheitern wird. Man wundert sich deshalb, dass sie keine ernsthaften Anstrengungen unternehmen, ein wirksames Speicher-Förderprogramm aufzulegen.

Der Solarenergie-Förderverein Deutschland (SFV) schlägt ein Programm vor, bei dem diejenigen mit dem Ausbau der Speicher betraut werden, die erfahrungsgemäß die höchste Motivation aufweisen: die Solarinstallateure und die Dacheigentümer. Ein zugkräftiger Anreiz soll sie dazu bringen, genau so viele dezentrale Speicher zu installieren, wie notwendig sind, damit der Ausbau der Photovoltaik nicht nur zu einer Verstärkung der solaren Mittagsspitze und zu weiteren Abregelungen von PV-Netzeinspeisungen führt.

Stromspeicher im Zusammenhang mit PV-Anlagen wurden bisher nur diskutiert mit dem Ziel, einen möglichst hohen Anteil der geernteten Solarstrommenge für den Eigenverbrauch der Betreiber auch in den Abend- und Nachtstunden verfügbar zu machen. Ziel war dabei die Selbstversorgung der einzelnen Haushalte nach sonnigen Tagen. Der jetzt vom SFV vorgelegte Vorschlag geht jedoch deutlich weiter. Genauso gut, wie Deutschland an windigen Tagen vollständig mit Windstrom versorgt werden soll, in gleicher Weise soll auch die vollständige Versorgung von ganz Deutschland nach sonnigen Tagen möglichst rund um die Uhr mit Solarstrom möglich werden. Die Zahl der Speicher muss der hochgesteckten Versorgungsaufgabe entsprechen.

Die Idee hinter dem SFV-Pufferspeichervorschlag ist einfach und folgerichtig: Wenn die Stromwirtschaft nicht in der Lage ist, die Pufferspeicher zur Glättung der Mittagsleistungsspitze rechtzeitig bereit zu stellen, so helfen sich die PV-Betreiber selbst. Der Staat muss dazu nur die richtigen Rahmenbedingungen erlassen.

Um den Speicherausbau im richtigen Größenverhältnis an den PV-Ausbau zu koppeln, wird ein Pufferspeicher in jede neue PV-Anlage integriert. Dann wird zu jeder neuen PV-Anlage automatisch gleich der notwendige Speicher mit installiert.

Gründe für eine direkte Integration des Speichers in die PV-Anlage

Zunächst einmal geht es um die Auswahl der richtigen Akteure. Die Stromwirtschaft lässt keine Anstrengungen zum Speicherbau erkennen. Bei den PV-Betreibern ist die Motivation dagegen außerordentlich hoch. Sie würden die Aufgabe bereitwillig und schnell lösen.

Für die Integration in die PV-Anlage sprechen außerdem folgende technische Gründe:

  • Solarstrom entsteht als Gleichstrom und Speiche speichern Gleichstrom. Transport des Solarstroms zu einem Speicher in einem anderen Gebäude würde andernfalls eine extra Gleichstromleitungen oder zweimalige Umformung DC/AC AC/DC erforderlich machen.
  • Die teuersten Stromleitungen sind die zwischen PV-Anlage und Pufferspeicher, weil sie für die ungeglätteten Solarspitzenströme ausgelegt werden müssen, die fast zehnmal so hoch sind wie der Durchschnittsstrom. Sie sollten so kurz wie möglich gehalten werden.
  • Autonome Regelmechanismen („Schwarmintelligenz“) nach sinnvollen Kriterien machen ein Einspeisemanagement des Netzbetreibers überflüssig.

Schließlich gibt es noch eine klimatechnisch und exportwirtschaftlich zu begrüßende globale Wirkung: PV-Anlagen mit Pufferspeicher können auch zum Modell für Entwicklungsländer gerade im Sonnengürtel der Erde werden.

 

Herleitung von Einspeiseobergrenze und Speicherkapazität

Zu jeder neuen PV-Anlage gehört also ein Pufferspeicher. Aber wie groß muss er sein?

  • Einerseits soll er möglichst groß sein, damit möglichst viel von der problematischen solaren Mittagsspitze weggepuffert und in den Abend und die Nacht verschoben werden kann. Außerdem soll durch gerätetechnische Beschränkung der Einspeiseleistung der Netzanschlusswert der neuen PV-Anlagen erheblich gesenkt werden. So können etwa dreimal so viele PV-Anlagen in einem Netzzweig (z.B. in einem Straßenzug) installiert werden, ohne dass das Netz weiter ausgebaut werden muss.
  • Andererseits wollen wir nicht durch übertriebene Absenkung der Einspeiseleistung am Tage gezwungen sein, in der folgenden Nacht mit höherer Leistung als am Tage einspeisen zu müssen, weil sonst unser Pufferspeicher "überlaufen" würde. An und nach Sonnentagen soll eine gleichmäßige Einspeisung möglichst rund um die Uhr erfolgen.

 

Bild 14     Experimentelle Bestimmung von Einspeiseobergrenze und Speicherkapazität. Der Überschuss eines Sonnentages füllt die nächtliche Lücke. Benötigte Speicherkapazität: 3 kWh / kWp


Wir schlagen eine Einspeiseobergrenze von 0,3 der Peakleistung der PV-Anlagen vor. Bei dieser Einspeiseobergrenze füllt der Überschuss eines ertragreichen Sonnentages die folgende nächtliche Lücke. Das Verhältnis der Einspeiseobergrenze zur Peakleistung der PV-Anlage = 0,3 haben wir durch Versuche herausgefunden. Dabei gingen wir von der deutschen Rekord-Solareinspeisung des Jahres 2011 (nach SMA-Werten) aus. Auf gleiche Weise haben wir herausgefunden, dass die notwendige Speicherkapazität bei 3 kWh pro kWp liegt (Verluste sind hier nicht mitgerechnet).

Eine auf diese Weise technisch veränderte Solaranlage mit Netzeinspeisung stellt mit ihrer veränderten Ausgangsleistung (ihrem veränderten "Tagesgang") einen neuen Anlagentyp dar.

 

Bild 15     Einspeiseprofile aus einer PV-Anlage mit integriertem Pufferspeicher bei unterschiedlicher Solareinstrahlung

  • In sehr sonnigen Wochen werden solche PV-Anlagen rund um die Uhr eine gleichmäßige Einspeisung durchführen (Bild 15, unteres Profil).

  • Für weniger Sonneneinstrahlung, wenn also die Speicherladung nicht für die ganze Nacht ausreicht, kann man die Einspeisung aus dem Speicher vorzugsweise in den Abendstunden vornehmen lassen, womit eine Abdeckung der abendlichen Last(verbrauchs)spitze mit unterstützt wird.
  • An Tagen mit geringer Solarstrahlung entspricht die sich ergebende Solarleistungskurve der flachen Leistungskurve, die sich auch bei den ältern ungepufferten PV-Anlagen ergibt (Bild 3, linke Bildhälfte) und ergänzt diese zu einer Gesamtleistungskurve, deren Verlauf in fast idealer Weise der Mittagsspitze der Lastkurve entspricht (Bild 17).

 

Sonnige Tage

Für sich alleine genommen ist eine PV-Anlage, die an sonnigen Tagen rund um die Uhr die gleiche Leistung einspeist (wie ein nicht regelbares Grundlastkraftwerk) wenig interessant, aber beim Zusammenwirken mit dem schon bestehenden Bestand von ungepufferten Solaranlagen zeigt sich der Vorteil dieser Konstruktionsänderung (Bild 16 rechter Teil). Die Maximalleistung beim Einsatz von PV-Anlagen mit Einspeiseobergrenze und Pufferspeicher steigt dreimal so langsam an wie bei ungepufferten PV-Anlagen (linker Bildteil), ohne dass dabei (abgesehen von den Speicherverlusten) Solarenergie verloren geht. Außerdem entspricht der Verlauf der Solarleistungsspitze in etwa dem Verlauf der Sommerlastspitze. An sonnigen Tagen wird die volle verfügbare Solarleistung geerntet, teilweise gespeichert und auf den Abend, die Nacht und den frühen Morgen verteilt. Der grüne Bereich wird optimal ausgefüllt.

Dagegen würde beim weiteren Zubau der PV ohne Pufferspeicher die PV-Leistungsspitze nicht nur die Grenze zum "roten Bereich" durchstoßen, in dem jede EE-Leistung abgeregelt wird, sondern auch noch die Lastkurve. Ein großer Teil der verfügbaren Solarenergie bliebe ungenutzt.

 

Bild 16     Vergleich der Ausbauszenarien – ohne und mit Pufferspeicher. Die gelbe und hellgelbe Fläche wird ins Stromnetz eingespeist. Bei fehlendem Pufferspeicher (links) wird die dunkelgraue Fläche abgeregelt.

 

Tage mit wenig Sonne

 

Bild 17     Vergleich der neuen Ausbaukonzeption – bei viel und bei wenig Sonne. Auch bei wenig Sonne bleibt die rote Summen-Leistungskurve etwa parallel zur blauen Lastkurve.


 

Speicherintegration im Blockschaltbild

PV-Anlagen haben einen Maximum Power Point-Regler (MPP-Regler). Dieser zieht aus dem Solargenerator auf dem Dach immer so viel Leistung wie irgend möglich. Diese Leistung wird im Wechselrichter in Wechselstrom umgeformt. Schaltungstechnisch ergibt sich bei Verwirklichung unseres Vorschlags gegenüber den bisherigen netzgekoppelten Solaranlagen eine Veränderung: Ein Einspeiseobergrenzregler verhindert zuverlässig jede Überschreitung der 0,3 Peakleistung. Dadurch entsteht am Maximum Power Point-Regler bei gutem Sonnenschein ein Überschuss, mit dem dann die Pufferbatterie aufgeladen wird (Bild 18).

Bild 18     Blockschaltbild für Einspeiseobergrenz-Regler, Speicher, Netzstabilisierungsregler

Die Besonderheiten des SFV-Vorschlages werden im Blockschaltbild erkennbar:
Die Begrenzung der Einspeisung wird verpflichtend. Sie gilt sowohl für die direkte Einspeisung als auch für Einspeisung von Solarstrom aus dem Speicher.
Kurzzeitige Netzstabilisierungseinspeisungen über den Netzstabilisierungsregler unterliegen nicht der Begrenzung auf 0,3 der Peakleistung.
Eine eventuelle Eigenversorgung des Haushaltes unterliegt ebenfalls nicht der Begrenzung auf 0,3 Peak.

 

Netzstabilisierung durch PV-Anlagen mit Pufferbatterie

Die Batterie ermöglicht eine weitere Systemdienstleistung, nämlich Netzstützung: Sogar nachts kann sie mehrere Minuten lang zusätzliche Leistung in das Stromnetz einspeisen. Dazu muss zusätzlich ein Netzstabilisierungsregler eingebaut werden. Die Signale des Netzstabilisierungsrechners korrigieren die jeweilige Einstellung des Einspeiseobergrenzreglers. Sie haben drei Aufgaben:

  • Wenn die Batterie leer ist, sorgen sie durch eine sanfte Drosselung der Einspeisung (bei schwachem Sonnenschein sogar bis auf Null), dass zunächst die Batterie wieder eine Mindestbeladung erhält.
  • Sie drosseln die Einspeisung schlagartig, wenn dies der Netzstabilität dienlich ist.
  • Sie erhöhen die Einspeisung schlagartig, wenn dies der Netzstabilität dienlich ist. Eine zusätzliche Leistungseinspeisung über die 0,3 Peak hinaus ist jedoch nur unter Beachtung der örtlichen Netzspannung zulässig - auch diese Einschränkung beachtet der Netzstabilisierungsregler selbständig.

Ziel ist eine von Signalen des Netzbetreibers unabhängige, d.h. autonome Stützung der lokalen Netzspannung sowie der europaweiten Netzfrequenz.

Hinweis: Im europäischen Verbundnetz (UCTE-Netz = Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity) herrscht überall die selbe Frequenz. 50 mal in der Sekunde gibt es eine positive Halbwelle und 50 mal eine negative Halbwelle. Wenn die sinusförmige Spannungskurve in Portugal ihre positive Halbwelle hat, dann ist dies auch in Spanien, Frankreich, Deutschland und Ungarn der Fall. Wäre es nicht so, so könnte man die Stromleitungen an den Grenzen nicht miteinander verknüpfen. Die positiven und negativen Halbwellen ergeben sich daraus, welcher Magnetpol in den Synchrongeneratoren an welcher Stromwicklung vorbeistreicht. Details sind hier unwichtig. entscheidend ist, dass die Freuenz zunimmt, wenn die Generatoren schneller drehen und umgekeht. Aus diesem Grund drehen sich auch alle Synchrongeneratoren im UCTE-Netz gleich schnell. Wenn mehr Strom aus dem Netz entnommen wird, müssen die Generatoren mehr Arbeit leisten. Sie lassen sich dann schwerer drehen und lassen mit der Drehzahl nach (und zwar alle Generatoren im ganzen UCTE-Netz). Die europaweite Frequenz ist also abhängig vom Gleichgewicht zwischen Stromerzeugung und -verbrauch. Sie lässt sich an jeder Steckdose messen. Wenn weniger Strom erzeugt als verbraucht wird, sinkt die Frequenz rasch unter den Normwert 50 Hertz ab. Das ist ein Signal für alle Kraftwerke, ihre Einspeiseleistung zu erhöhen. Je größer die Frequenzabweichung ist, desto mehr Kraftwerke müssen sich beteiligen, bis das Gleichgewicht zwischen Einspeiseleistung und Leistungsverbrauch wieder hergestellt ist.
Die rotierenden Drehmassen der Synchrongeneratoren in den konventionellen Kraftwerken verzögern durch ihre Drehträgheit das Absinken der Frequenz. Damit wurde bisher Zeit für den Einsatz zusätzlicher Einspeiseleistung gewonnen.
Wenn in Zukunft an sonnigen Tagen die Solarenergie die Stromerzeugung weitgehend übernimmt, fallen immer mehr konventionelle Kraftwerke mit rotierenden Schwungmassen weg. Das Absinken der Frequenz erfolgt also schneller, Gegenmaßnahmen müssen deshalb schneller getroffen werden. Hier sind die PV-Anlagen in der Pflicht. Sie können nicht nur das Absinken der Frequenz verzögern, sondern sie können sogar aktiv gegenhalten, indem sie sofort zusätzliche Leistung aus ihrer Pufferbatterie ins Netz einspeisen, so lange bis von anderer Seite Hilfe kommt. Hier sind schnelle Reaktionen wichtiger als hoher Energieaufwand. Und ein Batteriesystem mit elektronischem Regler ist erfreulicher Weise bezüglich Reaktionsgeschwindigkeit jedem Pumpspeicherkraftwerk und jeder schnell startenden Gasturbine überlegen. PV-Anlagen mit Pufferbatterie können deshalb an vorderster Front die entstehenden Ungleichgewichte bekämpfen. Sie können zukünftig auch die frequenzstabilisierenden Schwungmassen der rotierenden konventionellen Kraftwerksgeneratoren ersetzen. Die Behauptung, es ginge nicht ohne die rotierenden Schwungmassen der sogenannten "Must-Run-Kraftwerke" hätte sich damit erledigt.

 

Finanzielle Anreize - Vergütung für Lieferung elektrischer Energie oder für Leistungsbereitstellung

Vergütung für eingespeiste elektrische Energie

Die Einspeisevergütung wird gezahlt für jede Kilowattstunde, die durch den Einspeisezähler erfasst wird, unabhängig davon, ob der Strom direkt aus der PV-Anlage oder indirekt auf dem Umweg über den Speicher eingespeist wurde. Es handelt sich um eine Vergütung für gelieferte elektrische Arbeit.


Vergütung für das Bereitstellen von Netzdienstleistungen

Die Anreize zum Einsatz der Pufferbatterie und des Netzstabilisierungsreglers werden als leistungsabhängige Bereitstellungsgebühr vorgenommen, Sie werden nicht auf die EEG-Umlage angerechnet, da sie der Verringerung der Regelaufwendungen und der Stabilisierung des Netzes dienen.
Die Speicherbereitstellungsvergütung erhält der Anlagenbetreiber dafür, dass er jederzeit den Speicher bereithält und sich verpflichtet, ihn zu nutzen, wenn es Überschussstrom zu speichern gibt. Sie wird also auch dann gezahlt, wenn nur selten Solarstrom durch den Speicher geflossen ist. So besteht kein finanzieller Anreiz, den Speicher unnötig oft zu be- und zu entladen. Das vermeidet unnötige Speicherabnutzung und Speicherverluste.

Die Netzstabilisierungsvergütung erhält der Anlagenbetreiber dafür, dass er jederzeit bereit ist, aus seinem Speicher kurzfristig zusätzliche elektrische Energie ins Stromnetz einzuspeisen, wenn dies der Netzstabilität dient.

In der Stromwirtschaft ist die Vergütung für Bereitstellung von abrufbaren Leistungen ein übliches Verfahren. Z.B. zahlen die regelverantwortlichen Übertragungsnetzbetreiber Bereitstellungsgebühren dafür, dass Kraftwerksbetreiber ihre Kraftwerke nicht mit Volllast betreiben, um sie bei plötzlichem Bedarf an Regelleistung sehr schnell hochfahren zu können. Kraftwerksbetreiber sprechen von "Teillastbetrieb". Der Teillastbetrieb - z.B. mit 40 % der Nennleistung - besteht darin, dass das Kraftwerk nach vertraglicher Vereinbarung mit dem regelverantwortlichen Übertragungsnetzbetreiber nicht mit voller Brennstoffzufuhr gefahren wird, etwa wie ein Auto, bei welchem das Gaspedal nicht voll durchgetreten ist, und welches deshalb nicht mit Höchstgeschwindigkeit fährt. Der Brennstoffverbrauch ist dann entsprechend geringer. Durch weiteres Öffnen der Dampfventile und gleichzeitiges Erhöhen der Brennstoffzufuhr kann die Leistungsabgabe schlagartig erhöht werden.


 

Dringende Warnung

In diesem Zusammenhang noch eine dringende Warnung an die Solarszene: Wenn die Installation von Pufferspeichen an den Bau von PV-Anlagen gesetzlich gekoppelt wird, dann ist umgekehrt auch der weitere Bau von PV-Anlagen an den Bau von Pufferspeichern mengenmäßig gekoppelt. Deshalb muss peinlich genau darauf geachtet werden, dass die Menge der zu installierenden Pufferspeicher nicht "gedeckelt" wird und sei es nur durch ein mengenmäßig begrenztes Zuschussprogramm z.B. der Kreditanstalt für Wiederaufbau.


 

Eigenverbrauch als Alternative?

Wenn der Haushalt des Betreibers mit Solarstrom mitversorgt wird und nur der Überschuss ins Netz eingespeist wird, spricht man von Eigenverbrauch. Bloßer Eigenverbrauch ohne Veränderung der Verbrauchsgewohnheiten vermindert zwar die Höhe der solaren Leistungskurve, aber vermindert gleichzeitig auch die Spitze der Lastkurve, so dass die bereitzustellende konventionelle Leistung sich nicht ändert. Die Kompatibilität der PV-Anlage mit dem konventionellen Kraftwerkspark wird dadurch also nicht verbessert (Bild 19).

Bild 19     Einspeisung ins Hausnetz statt ins öffentliche Netz. Die bereitzustellende konventionelle Leistung bleibt unverändert

 
Die Verträglichkeit der PV-Einspeisung mit dem konventionellen Kraftwerkspark wird durch schaltungstechnisch durchgeführten Eigenverbrauch nicht verbessert. Es besteht deshalb kein volkswirtschaftlicher Grund, Eigenverbrauch gesondert zu fördern.

Von Eigenverbrauchsoptimierung zu unterscheiden ist jedoch die zeitliche Verschiebung des Stromverbrauchs, die im nächsten Kapitel behandelt wird.

 

Demand Side Management als Alternative?


Demand Side Management (DSM) bedeutet zeitliche Verschiebung des Stromverbrauchs durch (zumeist finanzielle) Anreize: Strompreiserhöhungen zu Zeiten knappen Stroms und Strompreissenkungen zu Zeiten von Stromüberschuss. So kann die Form der Lastkurve der Form der solaren Mittagsspitze besser angepasst werden (Bild 20).

Bekanntes Beispiel für DSM ist das Angebot billigen Nachtspeicherheizungsstroms, mit dem der Verbrauch von elektrischer Energie in die Nacht verschoben wurde. Der Gewöhnungseffekt spielte dabei eine wichtige Rolle.

Wenn DSM vom Wetter abhängt, kann sich ein Gewöhnungseffekt nicht einstellen, doch sind Automaten denkbar, die auf Preissignale reagieren, ohne dass die Betreiber persönlich eingreifen müssen.

Bild 20     Demand Side Management.
Erhöhung oder Absenkung der Lastkurve wird durch zeitliches Verschieben von Stromverbräuchen erreicht

Demand Side Management vermindert jedoch die solare Mittagsspitze nicht

 

Wetterabhängiges DSM darf allerdings nicht störend in optimierte Tagesabläufe eingreifen. Z.B. will niemand auf das frisch gewaschene Hemd warten, weil der Wäschetrockner erst mittags anspringt, wenn die Sonne voll scheint. Insofern kann sich bei aureichendem Strompreisunterschied auch eine Zwischenspeicherung von Strom in aufladbaren Batterien beim Verbraucher anbieten. Für die drezeitigen Batteriesysteme dürften die Strompreisunterschiede allerdings noch nicht ausreichen.

Wichtig: Demand Side Management ändert die Leistungskurve der PV-Einspeisungen nicht. Es kann also auch dort betrieben werden, wo Verbraucher keine PV-Anlage betreiben. DSM kann und sollte deshalb möglichst alle Verbraucher erfassen, damit eine bessere Wirkung erzielt wird.
Insofern hat Demand Side Management mit dem vorliegenden Pufferspeichervorschlag für PV-Betreiber nichts zu tun. Es handelt sich vielmehr um ein gesondertes Programm.

 

Energiewende ohne Ausbau der Fernübertragungsleitungen


Weiter oben wurde erwähnt, dass der Anschlusswert gepufferter PV-Anlagen nur noch bei 30 % der Gleichstromhöchstleistung liegt. Trotzdem kann es geschehen, besonders in ländlichen Regionen mit großen Scheunendächern oder bei PV-Freiflächenanlagen, dass Nieder- oder Mittelspannungsleitungen für weitere PV-Anlagen neu gelegt oder verstärkt werden müssen.
Wegen der zuverlässigen Begrenzung der solaren Höchstleistung auf 0,3 Peak sind Leistungsübertragungen in fernere Regionen jedoch nicht notwendig. Die zur Verfügung gestellte Leistung kann in der eigenen Region genutzt werden. Wichtig ist hingegen der Ausbau der Photovoltaik in allen Gebieten Europas. Bei vollem Sonnenschein gibt es dann überall genügend Solarleistung und eine Übertragung in andere Regionen wird obsolet. Gepufferte PV-Anlagen benötigen keinen Ausbau der Fernübertragungsleitungen.


 

Versorgung der energieintensiven Industrie mit Solarstrom

Die energieintensive Industrie wird aus den Hochspannungsnetzen versorgt. Haupthindernis für die Übertragung der örtlich erzielten Solarstromüberschüsse bis in die Hochspannungsnetze waren bisher die hohen Leistungsspitzen dieser Überschüsse. Die Stromnetze lassen zwar die Leistungsübertragung in beiden Richtungen zu: von der Höchstspannungs- bis zur Niederspannungsebene und in umgekehrter Richtung. Sie sind aber aus historischen Gründen nicht ausgelegt für die mögliche Höhe einer solaren Mittagsspitze, sondern "nur" für die Winterhöchstlast (die schon deutlich höher ist als die Sommerlast).

Da der zukünftig zu übertragende Solarstrom weitgehend geglättet sein wird, fehlen ihm die extremen Leistungsspitzen zur Mittagszeit. Im Regelfall werden die Stromnetze deshalb zur Übertragung ausreichen (Bild 21).
Somit rückt die Versorgung der energieintensiven Industrie (links oben in der Grafik) mit Solarstrom in greifbare Nähe – bis vor kurzem noch ein undenkbarer Gedanke. Auch die großtechnische Erzeugung von EE-Methan und EE-Methanol am Hochspannungsnetz wird so praktisch möglich.

Bild 21     Versorgung der energieintensiven Industrie mit gepuffertem Solarstrom
Dem zu übertragenden Solarstrom fehlen die extremen Leistungsspitzen zur Mittagszeit

Durch die vorstehend beschriebenen Maßnahmen wird eine Versorgung der Industrie allerdings nur etwa zur Hälfte mit EE-Strom möglich sein. Eine Vollversorgung mit Erneuerbaren Energien scheitert noch an einem trivialen Hindernis. Das Grundlastkraftwerk rechts oben im Bild 21 lässt sich nicht abstellen, selbst wenn drei Wochen mit ausreichender Wind- und Solarleistung vorausgesagt wären. Die Grundlastkraftwerke müssen deshalb erst noch durch schnell regelbare Kraftwerke ersetzt werden. Das wird im nächsten Kapitel ausführlicher beschrieben.

Für Windenergie gilt Entsprechendes

 

Zurückdrängen der Grundlastkraftwerke

Konventionelle Kraftwerke auf fossiler Basis werden benötigt, um die Perioden zu überbrücken, in denen weder Sonne noch Wind noch irgendwelche Speicher mit EE-Strom genügend Leistung bereitstellen. Es ist aber nicht nötig, dass diese Aufgabe von Grundlast</i>kraftwerken übernommen wird. Je weniger Grundlastkraftwerke eingesetzt werden, desto weiter wird die Grenze zwischen dem "grünen" Leistungsbereich, der den fluktuierenden (volatilen) Erneuerbaren Energien zugänglich ist und dem "roten" Bereich, der ausschließlich den Grundlastkraftwerken vorbehalten ist (Bild 13), nach oben verschoben.

Grundlastkraftwerke sind Kraftwerke, die für ununterbrochenen Dauerbetrieb optimiert wurden. Ihr Brennstoff ist billig. Deshalb sind sie für ihre Betreiber nur interessant, wenn sie das ganze Jahr hindurch betrieben werden. Man kann sie auch nicht - wie weiter oben erläutert - unter etwa 70 Prozent ihrer Leistung herunterfahren oder gar abstellen, ohne sie dabei massiv in ihrer Lebensdauer zu beeinträchtigen.

Noch können wir nicht die gesamte Stromversorgung aus Erneuerbaren Energien decken, deshalb brauchen wir noch den konventionellen (hauptsächlich fossilen) Kraftwerkspark. Aber wer die wachsende nutzbare Leistung der Erneuerbaren Energien auch dann nutzen will, wenn sie an sonnig-windigen Tagen trotz der vorgesehenen Pufferspeicher zeitweise die Grenze zum "roten Bereich" im linken Teil von Bild 17 überschreiten will, der muss dafür sorgen, dass der Anteil der Grundlastkraftwerke unter den konventionellen Kraftwerken vermindert wird.
Wichtige Bedingung: Die Gesamtleistung aller konventionellen Kraftwerke muss die Jahreshöchstlast im Winter <i>zuverlässig decken können, wenn weder Sonne oder Wind verfügbar sind.
Die gleiche konventionelle Leistung wie bisher könnte man mit weniger Grundlastkraftwerken und mehr Mittellast- und Spitzenlastkraftwerken erzeugen. Notfalls müssen einige Mittellastkraftwerke aus der Kaltreserve aktiviert werden. Da man Mittel- und Spitzenlastkraftwerke kurzfristig herunter fahren kann, würde damit die Grenze zum roten Bereich nach oben verschoben. Mehr Solar- und Windstrom könnten dann ins Stromnetz eingespeist werden.

Die Betreiber wehren sich naturgemäß gegen die Stilllegung ihrer Grundlastkraftwerke, weil diese hohe Gewinne abwerfen und weil sie (obwohl man sie in sonnigen oder windigen Wochen nicht benötigt, trotzdem nicht stark heruntergefahren oder abgestellt werden können. Hier muss eine energiepolitische Entscheidung durch die Bundesregierung (Bundesnetzagentur) getroffen werden.

Der Neubau von Mittellast-Kohlekraftwerken als Ersatz für Grundlastkraftwerke hat zwar den Vorteil, dass er den Spielraum für die volatilen Erneuerbaren Energien im grünen Bereich vergrößert. Wir sehen ihn aber trotzdem als kontraproduktive Brückentechnologie an, weil Kohlekraftwerke später nicht auf einem klimaneutralen Brennstoff umgestellt werden können.

Wenn die Leistung der konventionellen Kraftwerke für die Stilllegung von Grundlastkraftwerken insgesamt nicht ausreichen sollte, sind die energiepolitische Anstrengungen (neben dem beschleunigten Ausbau von Sonnen- und Windenergie) darauf zu richten, Grundlastkraftwerke durch rasch regelbare Stromerzeuger zu ersetzen, die vorübergehend noch mit fossilen Brennstoffen betrieben werde, dann aber auf CO2-neutrale Brennstoffe umgestellt werden können.

Die dezentrale Variante ist die Errichtung kraft-wärmegekoppelter kleiner Gaskraftwerke mit großem Wärmespeicher, die bei Windstille und Sonnenmangel zuverlässig Strom ins Netz einspeisen. Sie können später auf EE-Methan (Power to Gas) umgestellt werden.

Auch Stromgeneratoren - zunächst angetrieben mit Benzin, später mit EE-Methanol - können diese Aufgabe übernehmen, unabhängig vom Gasnetz. Zur dezentralen Lösung gehört deshalb neben der Produktion von EE-Methan auch die Produktion von EE-Methanol aus CO2 mit Hilfe überschüssiger Sonnen- oder Windenergie.

Unter den Großkraftwerken bieten sich Gas- und Dampfkraftwerke (GuD) an, die vorübergehend mit Erdgas und später mit klimaneutralem EE-Methan betrieben werden. Hier muss vermieden werden, dass langzeitige Abnahmeverträge für russisches Erdgas den später geplanten Einsatz von EE-Methan erschweren.

Bildung einer Strategische Reserve von EE-Methan und EE-Methanol

Eine mehrwöchige Versorgung des Landes in Zeiten geringer Solar- und Windleistung mit Strom aus Erneuerbaren Energien wird vermutlich auf zwei Arten erfolgen:
• Gas-Kraftwerke oder KWK-Anlagen, gespeist aus dem Gasnetz mit EE-Methan, hergestellt aus dem bei technischen Prozessen anfallendem CO2 oder dem CO2 der Atmosphäre
• Dezentrale Brennstoffzellen oder KWK-Anlagen bei den Endverbrauchern, gespeist aus deren Erdtanks mit EE-Methanol, hergestellt aus vorerwähnten CO2.
Voraussichtlich werden beide Verfahren zum Einsatz kommen. Die Größenordnung der dafür benötigten Energie liegt bei grob 150 TWh. Eine Erzeugung von EE-Methan oder EE-Methanol in diesen Mengen setzt voraus, dass genügend Überschüsse aus Erneuerbaren Energien vorhanden sind.
Der Begriff „Überschuss“ wird landläufig so verstanden, dass die bundesweit verfügbare Solar- und Windleistung zunächst zur direkten Abdeckung des bundesweiten Strombedarfs genutzt wird. Erst was dann noch übrig ist – der Überschuss also – soll der EE-Methan- bzw. EE-Methanolproduktion zugeführt werden.

 

Bild 22     Bildung gleichmäßiger Energieüberschüsse in Wochen mit gutem Sonnenschein

 

Ablaufplan für die Energiewende

Die Erzeugung von EE-Methan und EE-Methanol mit PV- und Windüberschüssen trifft derzeit allerdings noch auf drei technische Hindernisse:
1. PV-Anlagen und Windanlagen werden (wie weiter oben im Kapitel Unverträglichkeit bei weiterem Wachstum der PV beschrieben) bereits abgeregelt, lange bevor ihre bundesweite Leistungsspitze die bundesweite Lastkurve erreicht. Es entstehen somit überhaupt keine nutzbaren Überschüsse.
2. Die EE-Methan- und Methanolproduktion soll sowohl die Überschüsse aus Wind- als auch aus Solaranlagen nutzen. Da Wind- und Solarenergie in der Regel aber nicht in den selben Netzzweigen der Nieder- und Mittelspannungsebene einspeisen, bietet sich eine Belieferung der EE-Methan und EE-Methanolproduktion erst mit Energie aus der vorgelagerten gemeinsamen Hochspannungsebene an. Die Übertragung von Leistungsspitzen in die Hochspannungsebene würde jedoch erheblichen Netzausbau im Mittel- und Niederspannungsnetz erforderlich machen, denn sie verstößt gegen die Grundregel, dass die Pufferspeicher möglichst nahe bei den fluktuierenden Energiequellen untergebracht werden sollen.
3. Kurzfristige Überschüsse aus Solar- oder Windstrom lassen sich nicht zur Herstellung von Methanol oder Methan im notwendigen Umfang nutzen. Notwendig ist ein möglichst gleichmäßiges Leistungsangebot zur Auslastung der Methan- oder Methanolproduktionsanlagen und zur Erzielung eines vertretbaren Wirkungsgrades.
Eine der wichtigsten Voraussetzungen für die Erzeugung von EE-Methan und EE-Methanol Brennstoffen ist somit die Bereitstellung vergleichmäßigter und damit transportfähiger Solar- und Windüberschüsse. Für Windenergie muss deshalb ein ähnliches Förderprogramm wie das hier vorgestellte PV-Pufferspeicherprogramm erstellt werden. Dort werden möglicherweise Natrium-Schwefel Batterien oder redox-flow-Batterien zum Einsatz kommen.

Da die Solarenergie an sonnigen Tagen einen noch höheren Gleichzeitigkeitsfaktor aufweist als die Windenergie an windigen Tagen, ist die Entwicklung eines Förderprogramms für PV-Anlagen mit integriertem Pufferspeicher am vordringlichsten. Dieses stellt sozusagen den Startpunkt im Ablaufplan dar.

 

Als nächster Punkt steht dann auf der Agenda die Erarbeitung und Einführung eines Programmes, mit dem Großspeicher mit Windparks verknüpft werden, um auch die Spitzen der Windleistung zu glätten.
Sodann gilt es die Zahl der Grundlastkraftwerke kontinuierlich zu verringern.

 

Bild 23     Ablaufplan zur Bildung einer strategischen EE-Methan- und EE-Methanol-Reserve

 

 

Einige Kriterien für die Auswahl der geeigneten Speicher

Für die Pufferspeicher kommen Batterien in Frage, für die Langzeitspeicher denkt man derzeit an chemische Speicherung in EE-Methan oder EE-Methanol. Für Windparks sind Natrium Schwefel Batterien (NaS) im Gespräch. Warum diese Unterschiede?

Es gibt eine Fülle von Stromspeichertechniken. Jede von ihnen hat ihre Vor- aber auch ihre Nachteile. Deswegen kann man nicht jede Speicheraufgabe mit der gleichen Speichertechnik lösen. Man muss vielmehr die Bedingungen berücksichtigen, unter denen die Speicher jeweils eingesetzt werden sollen.

Im Fall der Pufferspeicher ist an eine fast tägliche Benutzung gedacht, das heißt, es kommen im Jahr über hundert Ladezyklen vor. Bei jedem Ladezyklus treten erneut die Speicher-Lade- und Entladeverluste auf. Die Pufferspeicher müssen deshalb gute Zyklenwirkungsgrade haben.

Die EE-Methan- und EE-Methanol-Lösung hat hingegen einen sehr schlechten Zyklenwirkungsgrad. Bei einem Langzeitspeicher, der nur wenige Ladezyklen im Jahr erwarten lässt, ist das nicht so entscheidend.
Dagegen besteht bei den Langzeitspeichern das ganz triviale Problem der räumlichen Unterbringung. Dazu eine Grobabschätzung: Deutscher Jahresstromverbrauch 600 TWh. Als längste Zeitdauer ohne genügend Wind und Sonne nehmen wir 90 Tage an, also 1/4 Jahr. Zu speichern sind demnach 150 TWh.

Würden wir diese Strommenge in Lithium-Ionenbatterien speichern wollen, so entfällt auf jede Person in Deutschland eine zu speichernde Strommenge von (150 TWh / 80 Mio) 1875 kWh. Jede Person, vom Baby bis zum Greis benötigt 1875 Batterien zu je einer kWh. Eine 1 kWh-Batterie hat etwa die Größe eines Schuhkartons. Das gibt räumliche Unterbringungs- und Finanzierungsprobleme. Für die Langzeitspeicherung großer Strommengen sind Batterien nicht geeignet.

Pumpspeicherkraftwerke sind für die Langzeitspeicherung großer Strommengen noch weniger geeignet. Um die oben berechneten 150 TWh Strom in Pumpspeicherkraftwerken zu speichern, müsste man den Inhalt von 6000 Unterbecken mit einer Oberfläche von je einem Quadratkilometer und einer Tiefe von 100 Meter in 6000 Oberbecken gleicher Größe hochpumpen, die 100 Meter höher gelegen sind. Selbst in Norwegen dürfte diese Menge an Seen kaum aufzufinden sein.

Schließlich die EE-Methanol-Lösung: Um die auf jede Person in Deutschland entfallene Strommenge von 1875 kWh in Methanol zu speichern, benötigt man ca 1000 Liter Methanol (ein Kubikmeter). Eine vierköpfige Familie käme also mit einem unterirdischen Tank ähnlich den Heizöltanks aus.

Weitere Informationen finden Sie unter Unterschiedliche Speichertypen und ihre besondere Eignung für Erneuerbare Energien

 
In der Wahl der Technologie legt sich der SFV nicht fest.

Überlegungen zu Blei-Säure Akkumulatoren

Eine Möglichkeit wäre Bleibatterien. Diese werden schon jetzt wegen ihres günstigen Preises in Kombination mit PV-Anlagen angeboten. Es ist damit zu rechnen, dass die ersten PV-Pufferspeicher mit Bleibatterien ausgestattet sein werden.

Dagegen werden insbesondere zwei Bedenken vorgetragen. Die Bleivorräte würden für die massenhafte Anwendung nicht ausreichen und Blei sei ein Umweltgift, dessen Anwendung nicht noch empfohlen werden dürfte.

Zunächst einmal zur Frage der Umweltschädlichkeit:
Blei ist in der Tat giftig. Seine Gefährlichkeit liegt darin, dass es sich in Pflanzen sowie in tierischen und menschlichen Körpern anreichern kann. Unter http://www.wasser-wissen.de/abwasserlexikon/b/blei.htm ist zu lesen: "Blei ist ein Umweltgift, welches sich u.a. hemmend auf die Chlorophyllsynthese von Pflanzen auswirkt und in die Nahrungskette gelangt. Daher ist Blei in Pflanzenschutzmitteln, Kraftstoffen und Haushaltsglasuren verboten. Blei ist giftig und kann oral sowie über Inhalation oder Hautresorption in den Körper gelangen. Bleivergiftungen treten aber nur bei sehr hohen Dosen auf. Gefährlicher ist die kontinuierliche Aufnahme von kleinen Mengen Blei, da es im Körper eingelagert und nur in sehr kleinen Mengen wieder ausschieden wird. Anzeichen für eine Langzeitaufnahme sind Müdigkeit, Kopfschmerz, Koliken, Anämie und Muskelschwäche. Organische Bleiderivate können cancerogen sein. Bleiverbindungen gehören zu den starken Umweltgiften, die z. B. aus Abschwemmungen von Straßen und Dächern in die Gewässer bzw. in die Kläranlagen gelangen."

Tetraethylblei wurde im vergangenen Jahrhundert in großen Mengen als Antiklopfmittel dem Benzin beigemischt und gelangte so mit den Auspuffgasen auf die Straßen und in die umliegende Vegetation und damit in die Nahrungskette. Außerdem wird Walzblei zum Abdichten von Dächern und Fassadenwinkeln verwendet und kommt so mit dem abfließenden Regenwasser in Verbindung. Bis etwa 1940 wurden in Deutschland sogar Trinkwasserleitungen aus Blei gefertigt.
In all diesen Fällen gab es direkten Kontakt des Bleis mit der Umwelt.

Bei Blei-Säurebatterien hingegen ist das Blei von der Außenwelt abgeschlossen und es ist sichergestellt, dass die Batterien vollständi recycelt werden. Die Recyclingquote für Bleibatterien liegt bei nahezu 100 Prozent. Lediglich bei sehr schweren Unfällen ist damit zu rechnen, dass Blei aus Bleibatterien mit der Umwelt in Kontakt kommt.

Ob die verfügbaren Ressourcen an Blei für eine weltweite Anwendung in allen PV-Pufferbatterien ausreicht, kann bezweifelt werden, aber es ist eine Fülle anderer Batterietechniken in der Entwicklung. Wichtig ist, dass das Projekt - Einführung von Pufferspeichern bei PV-Anlagen - überhaupt einmal begonnen wird. Ein Wechsel der Technologie ist bei Bedarf zwischenzeitlich möglich. Die bis dahin eingebauten Bleibatterien können dann ohne Nachteil bis zum Ablauf ihrer Lebensdauer weiter eingesetzt werden.

Bleibatterien sind erprobt. Als Westberlin noch vom Stromnetz der DDR und der BRD abgetrennt war, wurden Bleibatterien zur Spitzenlastdeckung der Stadt eingesetzt.

Bleibatterien sind schwer, deshalb kommen sie als Traktionsbatterien für leichte Straßenfahrzeuge nicht in Frage. Im Keller ist ihr Gewicht hingegen unproblematisch.

Bleibatterien sind im Vergleich zu Lithiumbatterien derzeit noch deutlich kostengünstiger.
Benötigt werden „VRLA“ Batterien (Valve Regulated Lead Acid) Sie unterscheiden sich nach Bauart in

  • Gel-Batterie
  • AGM Absorbent Glass Mat (Fliesbatterie)

Bleibatterien brauchen zum Erreichen der von den Herstellern angegebenen Gebrauchsdauer von 10 Jahren ein Batteriemanagementsystem, wie es auch in Fahrzeugen der gehobenen Mittelklasse eingesetzt wird. Bei richtiger Dimensionierung und richtigem Management muss die Batterie bis zum nächsten Vormittag um etwa 9 Uhr so weit entladen sein, dass die nächste Solarspitze voll aufgenommen werden kann, ohne dass die zulässige Ladeendspannung überschritten wird, da es sonst zum Gasen und Flüssigkeitsverlust kommt. Die Überwachung der Ladeendspannung hat somit die Funktion einer „Notbremse“
Zum Erreichen der Gebrauchsdauer von 10 Jahren dürfen Bleibatterien nur halb entladen werden. Deshalb benötigt man für eine Solaranlage mit 1 kWp Leistung eine Speicherkapazität nicht von 3 kWh, sondern von 6 kWh.

Die Energieverluste beim Entladen sind am geringsten, wenn der Entladestrom gering und gleichmäßig ist.

Batteriesysteme werden in 12 Volt oder 24 Volt-Technik ausgeführt. Auch 48 Volt-Systeme sind für größere Anlagen möglich.

Blei-Akkus können sehr hohe Ströme liefern. Deshalb ist ein Akku-Schrank unerlässlich. Die einschlägigen VDE-Vorschriften müssen beachtet werden.

Abschließend noch einmal: In der Wahl der Technologie legt sich der SFV nicht fest. Wir rechnen damit, dass weitere wirksame Energiespeicher entwickelt werden, die eine ausreichende Zyklenfestigkeit und ausreichenden Zyklenwirkungsgrad für Pufferbatterien haben.

 

Überlegungen zu Natrium-Schwefel Batterien

Natrium-Schwefel Batterien haben den großen Vorteil, dass die Materialien Natrium und Schwefel in beliebig großer Menge preiswert verfügbar sind. Ihr Nachteil ist die Tatsache, dass sie ständig auf einer hohen Temperatur bei über 300°C gehalten werden müssen. Um die Wärmeverluste zu minimieren, sind möglichst große Einheiten vorteilhaft (das Volumen nimmt mit der dritten Potenz, die abstrahlende Oberfläche nimmt nur mit dem Quadrat der Abmessung zu). Solche Batterien werden sich möglicherweise für ganze Windparks als Pufferbatterie eignen.

 

Der Vorschlag des Solarenergie-Fördervereins Deutschland für die gesetzlichen Bestimmungen zur Integration von Pufferspeichern in PV-Anlagen

Wichtig: Die bislang geschilderten technischen Veränderungen werden nur durchgeführt werden, wenn die rechtlichen Rahmenbedingungen stimmen. Eine Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) ist deshalb dringend erforderlich. Sie könnte etwa aussehen wie der folgende Diskussionsentwurf.


 

1. Reduzierung der Einspeiseleistung auf 30 Prozent der Peakleistung befreit von der Verpflichtung zur Teilnahme am Einspeisemanagement

Absatz 1
Solarstromanlagen, deren Einspeisewirkleistung am Verknüpfungspunkt mit dem aufnahmepflichtigen Netz durch eine technische Einrichtung auf 30 Prozent der Peakleistung reduziert ist, werden von der Verpflichtung zur Teilnahme am Einspeisemanagement (nach §§ 6 und 11 EEG 2012) befreit.

Absatz 2
Die verpflichtende Reduzierung der Einspeiseleistung auf 0,3 der Peakleistung gilt für den gesamten aus diesen Anlagen in das Versorgungsnetz eingespeisten Strom einschließlich zwischengespeicherten Solarstroms.

Absatz 3
Zusätzlich zum Zweck der Netzstabilisierung eingespeister Strom unterliegt nicht der Reduzierung nach den Abs.1 u. 2

 

2. Speicherbereitstellungsvergütung

Absatz 1
Für die Integration eines Pufferspeichers in eine auf 0,3 der Peakleistung leistungsreduzierte PV-Anlage wird durch den aufnahmepflichtigen Verteilnetzbetreiber eine jährliche Speicherbereitstellungsvergütung gezahlt.


Absatz 2
Die Laufzeit der Speicherbereitstellungsvergütung beträgt 20 volle Kalenderjahre plus dem ersten unvollständigem Kalenderjahr. Im ersten Vergütungsjahr wird sie anteilig zum Jahresrest berechnet.

Absatz 3
Die Speicherbereitstellungsvergütung beträgt jährlich 80 Euro für eine Speicherkapazität von 1 kWh. Eine nachträgliche Erweiterung des Speichers in Schritten von 1 kWh ist zulässig und wird ebenfalls nach Absatz 2 berechnet.
(Hier könnte ein höherer Betrag für jüngere Batterietechniken mit aussichtsreichem Entwicklungspotential eingesetzt werden, d.h. eine technologieabhängige Vergütung)

Der Anlagenbetreiber darf maximal 3 kWh Speicherkapazität pro installierter kWp-Peakleistung geltend machen.

Absatz 4
Der Anlagenbetreiber muss dazu einmalig in jedem Sommerhalbjahr die Leistung seines Batteriesatzes messtechnisch nachweisen. Dazu reicht ein Maximum-Stromzähler, der nur die nächtlichen Ströme vom Zähler in den Hausanschlusskasten erfasst, und am 28. Februar automatisch auf Null zurückgesetzt wird. Er wird im ungezählten Teil des Hausnetzes zwischen Einspeisezähler und Hausanschlusskasten angebracht.
(Bei zukünftiger Verbilligung der Speichersysteme wird die Notwendigkeit zur Kontrolle entfallen, weil ein Betreiber, der eine gealterte Batterie auswechselt, sich durch die Nachteinspeisung einen finanziellen Vorteil schafft.)

 

3. Stabilisierungsbonus bei aktiver Teilnahme an der Netzstabilisierung

Absatz 1
Die Integration einer Einrichtung zur autonomen Stabilisierung der lokalen Netzspannung sowie zur autonomen Beteiligung an der Frequenzstabilisierung in eine batteriegepufferte PV-Anlage wird mit einem jährlichen Stabilisierungsbonus von 10 Euro pro kWp installierter PV-Leistung durch den aufnahmepflichtigen Verteilnetzbetreiber vergütet.

Absatz 2
Die Laufzeit des Stabilisierungsbonus beträgt 20 volle Kalenderjahre plus dem ersten unvollständigem Kalenderjahr. Im ersten Vergütungsjahr wird der Stabilisierungsbonus anteilig zum Jahresrest berechnet.


 

4. Freiwilliger Speichereinsatz vor dem Verpflichtungstermin wird belohnt („Sprinterbonus“)

Absatz 1
Die Speicherbereitstellungsvergütung wird auch für PV-Anlagen mit einem Inbetriebnahmedatum vor dem 01.01.2017 gewährt, wenn die Reduzierung der Einspeiseleistung auf 0,3 der Peakleistung und der Einsatz der Speicherbatterie vor diesem Datum vorgenommen wurde. Die jährliche Speicherbereitstellungsvergütung erhöht sich dann um 50 Cent/kWp für jeden vollen Monat vorgezogenen Speichereinsatz.

Absatz 2
Der Stabilisierungsbonus wird auch für PV-Anlagen mit einem Inbetriebnahmedatum vor dem 01.01.2017 gewährt, wenn eine Speicherbatterie sowie eine Einrichtung zur autonomen Stabilisierung der lokalen Netzspannung sowie zur autonomen Beteiligung an der Frequenzstabilisierung installiert wurden.

 

5. Degression der Speicherbereitstellungsvergütung

Für jedes volle Kalenderjahr, welches das Inbetriebnahmedatum später als der 31.12.2017 liegt, vermindert sich die jährliche Speicherbereitstellungsvergütung für die gesamte Vergütungsdauer um 5 Prozent. (Für technologieabhängige höhere Speicherbereitstellungsvergütungen wird eine höhere Degression vorgesehen.)

 

6. Eigenverbrauch oder Eigenvermarktung

Eigenverbrauch des Solarstroms ist zulässig, wird aber nicht zusätzlich vergütet.

 

7. Integration von Pufferspeichern in PV-Anlagen befreit Netzbetreiber nicht von ihrer Verantwortung für eigene Stromspeicherung

§ 9 (1) EEG: Netzbetreiber sind auf Verlangen der Einspeisewilligen verpflichtet, unverzüglich ihre Netze entsprechend dem Stand der Technik zu optimieren, zu verstärken und auszubauen oder Stromspeicher zu integrieren, um die Abnahme, Übertragung und Verteilung des Stroms aus Erneuerbaren Energien oder Grubengas sicherzustellen.

Ferner § 3 Nr. 7 EEG: "Netz" (ist) die Gesamtheit der miteinander verbundenen technischen Einrichtungen zur Abnahme, Übertragung, Verteilung und Speicherung von Elektrizität für die allgemeine Versorgung.
(Nachträgliche Einfügungen sind fett gedruckt)




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