PV-Anlagen mit integriertem Speicher zur Netzstabilisierung

Einführung in das Thema

Notwendigkeit verschiedener Speicher-Markteinführungsprogramme

Die Energiewende benötigt Markteinführungsprogramme für unterschiedliche Speichertypen:

1. für dezentrale Langzeitspeicher (4 Wochen ohne Wind und Sonne)
2. für Großspeicher zur Glättung der Stromeinspeisung aus Windparks
3. für Tag-Nachtspeicher beim Verteilnetzbetreiber
4. für PV-Anlagen mit Tag-Nacht-Pufferspeicher zur Netzstabilisierung.

Im vorliegenden Beitrag geht es ausschließlich um Thema 4.
Der hier vorgestellte Vorschlag ist bewusst so einfach konzipiert, dass er keine Mitwirkung der Netzbetreiber in technischer Hinsicht verlangt und für sich alleine umgesetzt werden kann. Er benötigt in rechtlicher Hinsicht keine Abstimmung mit den drei anderen erwähnten Markteinführungsprogrammen zu 1. 2 und 3.
Wichtig ist insbesondere, er lässt sich durch eine Änderung im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) rasch verwirklichen. Die Notwendigkeit einer Abstimmung mit anderen Gesetzen dürfte minimal sein.

Mit diesem Vorschlag könnte die längst überfällige Förderung von Speichern endlich „den Fuß in die Tür“ bekommen.

Warum sollen Tag-Nachtspeicher in fester Kombination mit PV-Anlagen errichtet werden?

Aus technischen und aus Kostengründen wäre es naheliegender, ein eigenes Förderprogramm für Tag-Nacht-Speicher im Niederspannungsnetz aufzulegen. Dafür spricht, dass Speicher leichter räumlich untergebracht werden könnten, wenn nicht auch noch gleichzeitig die Unterbringung einer PV-Anlage zu berücksichtigen ist. Dafür spricht auch, dass größere Speicher kostengünstiger sind als kleinere. Trotzdem hat sich der SFV dafür entschieden, die Tag-Nachtspeicher in die Solaranlagen auch räumlich und fördertechnisch zu integrieren. Dafür sprechen folgende Gründe:

Die Stromwirtschaft lässt keine Anstrengungen zum Speicherbau erkennen. Bei den PV-Betreibern ist die Motivation dagegen außerordentlich hoch. Sie würden - schon aus diesem Grund - die Aufgabe des Speicherbaus am schnellsten lösen. Deshalb sollte man genau die PV-Betreiber mit dieser Aufgabe betrauen.

Bild 1 - Stolz auf Stromlieferungen aus dem eigenen Solarspeicher

Die teuersten Stromleitungen sind die zwischen PV-Anlage und Pufferspeicher, weil sie die noch ungeglätteten Solarspitzenströme übertragen müssen. Sie sollten so kurz wie möglich gehalten werden. Das geht am besten, wenn die Stromspeicher direkt im Haus unter der PV-Anlage untergebracht werden.

Stromspeicher werden mit Gleichstrom aufgeladen. Würde man die Stromspeicher nicht im selben Haus wie die PV-Anlage unterbringen, so müsste der Solar-Gleichstrom erst in Wechselstrom umgewandelt, dann in ein anderes Gebäude übertragen, dort wieder in Gleichstrom zurückverwandelt werden und später nach Entnahme aus dem Speicher noch einmal in Wechselstom umgewandelt werden. Man benötigt dazu einen zusätzlichen Gleich- und einen Wechselrichter und muss die Umwandlungsverluste zweimal mehr hinnehmen.

Speichersysteme sind sowohl in der Entwicklung als auch im Ausbautempo im Vergleich zur Photovoltaik weit zurückgeblieben. Durch gegenseitige Integration wird endlich ein zeitlich paralleler Ausbau erreicht.

Die Einführung von PV-Anlagen mit integrierten Pufferspeichern wird auch in globaler Hinsicht zu Erfolgen im Kampf gegen den Klimawandel führen. Sie können zum Modell für Entwicklungsländer im Sonnengürtel der Erde werden.

Wie dringend ist die Einführung von Speichern?

Bei Diskussionen zur Speichernotwendigkeit hört man oft die Ansicht, es sei noch genügend Zeit, bis man ernsthaft an die Markteinführung von Speichern denken müsse. Zunächst einmal könne man in Ruhe abwarten, bis die Leistung der Erneuerbaren Energien deutlich den Leistungsbedarf des Landes überstiege. Und dann hätte man immer noch Zeit, denn man könne ja an Tagen mit hoher Solar- und Windleistung ruhig einen Teil der nicht verwertbaren EE-Leistung abregeln. Das sei billiger als der Bau von Speichern. Diese Überlegungen gehen vermutlich stillschweigend davon aus, dass Solar- und Windanlagen erst dann abgeregelt werden, wenn ihre Gesamtleistung den Leistungsbedarf aller deutscher Verbraucher übersteigt. Doch das ist leider nicht der Fall.
Schon jetzt - lange bevor die Gesamtleistung der Erneuerbaren Energien den Gesamtleistungsbedarf des Landes überhaupt andeutungsweise erreicht - werden mit gesetzlicher Genehmigung bereits EE-Anlagen abgeregelt, z.B. Windanlagen in Westholstein. Bisher glaubte man, dies sei eher ein Versehen, bedingt durch die nicht ausreichende Übertragungskapazität der Stromnetze. Doch das ist nicht die ganze Wahrheit. Das BMU erklärte vor wenigen Wochen ausdrücklich, es gäbe konventionelle Kraftwerke, die aus technischen Gründen nicht abgeregelt werden könnten und deshalb müssten dann eben Solar- oder Windanlagen abgeregelt werden. [< Link wurde nicht erkannt (target "]", title "") >
Dieser Angriff aus dem BMU auf den Einspeisevorrang für Erneuerbare Energien hätte in der Öffentlichkeit mehr Beachtung verdient. Immerhin signalisiert er so etwas wie ein Stoppschild gegenüber unserer Forderung nach 100 Prozent Erneuerbare Energien. Zur Begründung werden technische Notwendigkeiten angedeutet. Die Rede ist von "must run" - Kraftwerken, die nicht abgeregelt werden könnten - technische Gründe also!
Gegen technische Notwendigkeiten helfen weder gesetzliche Bestimmungen (z.B. ein absoluter Einspeisevorrang) noch ideologische Argumente.

Wenn es tatsächlich technische Gründe gibt, warum Wind- und Solaranlagen eher abgeregelt werden müssen als Kohle- oder Atomkraftwerke, dann muss eine technische Lösung gefunden werden, mit der die Energiewende trotzdem weiter fortgesetzt werden kann.

Zuerst aber brauchen wir eine noch genauere Problembeschreibung

Problembeschreibung

Ungepufferte PV-Anlagen überfordern die Regelfähigkeit des konventionellen Kraftwerksparks

Warum es notwendig ist, PV-Anlagen zur Netzstabilisierung zu ertüchtigen, erkennt man, wenn man sich das Zusammenwirken von ungepufferten PV-Anlagen an sonnigen Tagen mit dem konventionellen Kraftwerkspark vergegenwärtigt. Die folgenden drei schematischen Darstellungen zeigen eine zwangsläufige Entwicklung: Ein zunächst positives Zusammenwirken wird zunehmend problematischer und wird in wenigen Jahren völlig unmöglich werden.

Bild 2 - Ungepufferte PV stützt den konventionellen Kraftwerkspark (aber nicht mehr lange)

Auf der x-Achse haben wir die Uhrzeit ( 2 mal 24 Stunden) aufgetragen. In y-Richtung wird oben der jeweilige Leistungsbedarf aller deutschen Verbraucher dargestellt, die blaue „Lastkurve“. Durch Demand Side Management kann man diese Kurvenform verändern, doch ändert das nichts an den grundsätzlichen Überlegungen.
Unten ist in rot das Leistungsangebot aller deutschen Solaranlagen an zwei aufeinander folgenden sonnigen Tagen dargestellt. Wir gehen davon aus, dass an diesen Tagen kein Wind weht.

Die fehlende Leistung zwischen Lastkurve und Solarstromleistung, die „Residuallast“, muss zu jedem Augenblick durch konventionelle Kraftwerke bereitgestellt werden. Die Residuallast wird in der Grafik durch einen dicken senkrechten Doppelpfeil dargestellt. Seine Länge ist zu jedem Augenblick gleich, weil die Lastkurve und die Solarleistungskurve nahezu parallel verlaufen. Der erhöhte Leistungsbedarf Deutschlands um die Mittagszeit wird durch die mittägliche Leistungsspitze der Solarenergie ausgeglichen. Die konventionellen Kraftwerke der Stromwirtschaft können "Strich fahren".

Von der Stromwirtschaft wurde dieser Zustand sogar beklagt. Ihre bereitstehenden Spitzenlastkraftwerke wurden kaum noch gebraucht. An der Strombörse wurden deshalb die vor wenigen Jahren noch üblichen hohen Strompreise um die Mittagszeit an sonnigen Tagen nicht mehr erreicht (Merit-Order-Effekt).
Die Solarenergie verringerte an sonnigen Tagen den Regelbedarf konventioneller Kraftwerke.

Doch schon wird an Tagen mit besonders hoher Sonneneinstrahlung um die Mittagszeit erkennbar, dass sich die Tendenz umkehrt und der konventionelle Kraftwerkspark sogar herunter geregelt werden muss.
Der weitere Bau von PV Anlagen würde die Stabilität des Stromnetzes gefährden, heißt es inzwischen.

Um zu überprüfen, wie weit diese Befürchtung berechtigt ist, machen wir gedanklich einen Zeitsprung über wenige Jahre und nehmen an, dass sich die Leistung der deutschen Solaranlagen fast verdoppelt. Unrealistisch ist diese Annahme nicht. Im Jahr 2010 wurden in Deutschland zusätzlich zu den schon vorhanden Anlagen weitere Solaranlagen mit einer Gesamtleistung von 7,3 GWp hinzu gebaut. Zur Zeit sind etwa 25 GWp
Solaranlagen in Betrieb. Bei einer Fortsetzung des bisherigen Zuwachstempos können in wenigen Jahren 40 GWp erreicht werden. Die Leistungskurve der Solarenergie sieht dann aus
wie in der folgenden Grafik dargestellt.

Bild 3 - Solar-Peakleistung nähert sich der Lastkurve

Die Solarglockenkurven strecken sich nun in die Höhe.

Zu verschiedenen Stunden verändert sich die zu deckende Residuallast ganz erheblich. Um 7:00 Uhr morgens beträgt sie noch 43 GW, aber schon bis 14:00 Uhr hat sie sich auf 9 GW verringert, um bis 21:00 Uhr wieder auf über 40 GW anzusteigen. Der konventionelle Kraftwerkspark ist damit in seiner Regelfähigkeit völlig überfordert, denn er besteht fast zur Hälfte aus Grundlastkraftwerken, die nur im obersten Leistungsdrittel regelungsfähig sind. Für eine schnelle Abregelung auf nahezu Null sind sie technisch nicht eingerichtet. Infolge der Temperaturänderung käme es zu Wärmespannungen und unter Umständen sogar zur zerstörenden Berührung zwischen drehenden und stehenden Bauteilen Der gegenwärtige Kraftwerkspark kann deshalb nicht innerhalb weniger Stunden von über 40 GW auf unter 10 GW erunter-und anschließend wieder herauf geregelt werden. Und eine mehrfache Wiederholung im Jahr würde ihn rasch schrottreif machen.

Eigenverbrauch der Solaranlagen zur Problemlösung nicht geeignet

Das Herunter und wieder Heraufregeln des konventionellen Kraftwerksparks, um die wechselnde Residuallast abzudecken, stellt ein technisches Problem dar. Es besteht wenig Aussicht, dieses Problem durch Optimierung des Eigenverbrauchs zu beseitigen, denn Eigenverbrauch vermindert zwar die Höhe der solaren Leistungskurve, aber er vermindert gleichzeitig auch die Spitze der Lastkurve, so dass die konventionellen Kraftwerke trotzdem heruntergeregelt werden müssen.

Bild 4 - Eigenverbrauch ändert die Residuallast nur unwesentlich

Bisher haben wir gedanklich die PV auf 40 GW ausgebaut und konnten bereits die ersten Probleme erkennen.
Solarfachleute, z.B. Prof. Volker Quaschning, sprechen davon, dass die PV einen zukünftigen Beitrag von 200 GW leisten solle. Wir stimmen dem zu, fragen uns aber, wie dies mit Solaranlagen ohne Pufferspeicher geschehen soll. Deshalb setzen wir unser Gedankenexperiment fort.

In einem erneuten Zeitsprung nehmen wir einen weiteren - verhältnismäßig kleinen - Zubau der PV ohne Pufferspeicher von nur 20 GW an und kommen damit auf etwa 60 GW. Dann wird die Leistungsspitze der PV die bundesdeutsche Lastkurve voraussichtlich überragen.

Bild 5 - Abregelung von Volllast auf Null innerhalb von 6 Stunden

Die Leistung des konventionellen Kraftwerksparks (dargestellt durch den dicken Doppelpfeil mit der Beschriftung "Residuallast") müsste sich von 6.00 morgens bis 11.30 Uhr von etwa 50 GW auf Null verringern.

Bild 6 - solare Leistungsspitze höher als die Lastkurve

Die solare Leistung um die Mittagszeit ist höher als der Strombedarf in ganz Deutschland. Solaranlagen müssten abgeregelt werden oder Ihre Leistung müsste exportiert werden. Export solarer Überschussleistung ist allerdings nur dann möglich, wenn in den Nachbarländern kein Solarausbau stattfindet. Diese Lösung fällt deshalb weg.

Ärgerlich ist, dass am folgenden Abend und in der folgenden Nacht die abgeregelte Solarleistung dann fehlen wird.

Demand Side Management reicht nicht aus

Durch finanzielle Anreize kann man das Verbrauchsverhalten deutlich ändern. Diese Möglichkeit sollte auf jeden Fall genutzt werden. Mit Demand Side Management alleine werden sich Solarleistungsschwankungen der Größenordnung von 40 GW allerdings nicht ausregeln lassen.
Eine wichtige Voraussetzung für den Erfolg des Demand Side Managements ist der Gewöhnungseffekt. Damals, als die Nachtspeicherheitzungen eingeführt wurden, wussten die Stromverbraucher, dass sie in jeder Nacht den Strom billiger bekommen würden. Das Interesse nimmt aber stark ab, wenn zu unterschiedlichen Zeiten, mal tags, mal nachts und mal viel und mal wenig Strompreissenkungen zu erwarten sind.
Das Interesse für Demand Side Management-Anreize nimmt weiterhin stark ab, wenn vorhersehbar ist, dass durch die Verlagerung des Stromverbrauchs oder durch zukünftige Speicherförderung der finanzielle Anreiz geringer werden wird. Einer volatil zeitlichen Verschiebung des Stromverbrauchs sind deshalb deutliche Grenzen gesetzt.
Fazit: Demand Side Management kann das Problem der wachsenden Solar-Leistungsspitzen mildern, aber keinesfalls lösen.

Neubau von GuD-Kraftwerken mit vielen Nachteilen verbunden

Freunde der Erneuerbaren Energien sind oft freudig überrascht, wenn sie erfahren, dass die rasche Zunahme von ungepufferten Solaranlagen den Weiterbetrieb von Braunkohle- und Atomkraftwerken unmöglich machen würde. Sie hoffen, auf diese Weise die ungeliebten Dinosaurier der Stromwirtschaft rasch loswerden zu können. Rasch reagierende moderne Gaskraftwerke erscheinen ihnen erstrebenswerter. Dabei bedenken sie kaum die Konsequenzen. Planung, Genehmigung und Bau von GuD-Kraftwerken benötigen erhebliche Zeit und brauchen erhebliches Engagement der Energiewirtschaft. Allein der Zeitverlust ist bereits ein KO-Kriterium für den Klimaschutz. Der solare Ausbau darf darauf nicht warten müssen.
Hinzu kommen noch zwei weitere nicht ganz unwichtige Gründe:

Zum Ausgleich der rasch wechselnden Residuallast sind Anlagen besonders geeignet, die einerseits zu hohe Leistungsangebote sinnvoll nutzen und damit abbauen können und die andererseits fehlende Leistung liefern können. Gaskraftwerke können nur den zweiten Teil dieser Anforderungen erfüllen, indem sie zum Ausgleich der rasch wechselnden Residuallast zusätzliche Leistung anbieten. Sie können aber nicht überschüssige Leistung sinnvoll nutzen. Dazu sind nur Speicher in der Lage.

Last not least emittieren Gaskraftwerke auch CO2, zwar in geringerem Maße als Braunkohlekraftwerke, dafür aber noch eine voraussichtliche Lebensdauer von weiteren 35 Jahren.

Die Lösung des Problems


Nachdem wir gezeigt haben, dass der solare Ausbau ohne Pufferspeicher bereits bei installierten Solarleistungen unterhalb von 40 GWp zur Abregelung von Solaranlagen bei gutem Sonnenschein führen muss, wird die Dringlichkeit einer anderweitigen Lösung sichtbar.

Wenn wir den solaren Ausbau weiter fortsetzen wollen, müssen wir PV-Anlagen zum Zusammenwirken mit dem bestehenden konventionellen Kraftwerkspark ertüchtigen. Wir wollen natürlich weiterhin den konventionellen Kraftwerkspark so schnell wie möglich ablösen, aber bis zu seiner endgültigen Ablösung wollen wir ihn sinnvoll nutzen. Dazu müssen wir die Solarleistung durch Zwischenspeicher bzw. Pufferspeicher gleichmäßig rund um die Uhr verteilen

Die Einspeiseobergrenze

Zur Glättung der Solarleistung müssen wir eine „Einspeiseobergrenze“ festlegen. Solare Energiemengen oberhalb dieser Einspeiseobergrenze werden nicht direkt eingespeist, sondern zunächst vom Stromspeicher aufgenommen.
Eine Analyse der von SMA dokumentierten Solareinspeisungen der Jahre 2010 und 2011 zeigt, dass die Einspeiseobergrenze etwa bei 30% der Peak-Leistung angesetzt werden muss, damit an sonnigen Tagen die tagsüber oben abgeschnittene Energiemenge ausreicht, die nächtliche Lücke aufzufüllen. Wir haben dazu die deutsche Rekordeinspeisung vom 25.05.2011 zugrunde gelegt.

Bild 7 - Einspeiseobergrenze bei 30 Prozent der Peakleistung

Auf gleiche Weise haben wir herausgefunden, dass die notwendige Speicherkapazität bei etwa 3 kWh pro kWp installierter Leistung liegt.

Eine auf diese Weise technisch veränderte netzgekoppelte Solaranlage stellt mit ihrem veränderten Leistungs-Zeitprofil einen völlig neuen Anlagentyp dar. In sonnigen Wochen können solche PV-Anlagen rund um die Uhr eine gleichmäßige Einspeisung durchführen.

Bild 8 - Leistungs-Zeitprofil einer PV-Anlage mit Pufferspeicher an sonnigen Tagen

Würden alle - auch die bisher errichteten - PV-Anlagen in dieser Weise Strom einspeisen, so wäre keine gute Übereinstimmung mit der landesweiten Lastkurve erzielbar. Aber beim Zusammenwirken mit dem schon bestehenden Bestand von ungepufferten Solaranlagen zeigt sich der Vorteil des veränderten Leistungsprofils. Um das zu zeigen, integrieren wir das Leistungsprofil dieses neuen Anlagentyps in das Diagramm von Bild 2

Bild 9 - PV-Anlagen mit Pufferspeichern im Zusammenwirken mit ungepufferten PV-Anlagen.

Ein schönes Ergebnis! Die Residuallast zur Zeit der solaren Mittagsspitze unterscheidet sich kaum von der um 4 Uhr morgens. Die Regelfähigkeit des konventionellen Kraftwerksparks wird also nicht mehr besonders beansprucht.
Auch bei weiterem Zubau solcher gepufferter PV-Anlagen gibt es keine kritischen Unterschiede mehr zwischen den Residuallasten nachts und mittags. Mit dem beschriebenen neuen Solaranlagentyp kann somit bei Fortsetzung des PV-Ausbaus an sonnigen Tagen der gesamte Strombedarf Deutschlands rund um die Uhr vollständig abgedeckt werden, ohne dass dazu neue konventionelle Kraftwerke errichtet werden müssen.

Bild 10 - Leistungs-Zeitdiagramm bei mehrfacher Steigerung der PV-Peak-Leistung

Bei weiterem Ausbau der Solarenergie mit integrierten Pufferspeichern würde deutschlandweit an sonnigen Tagen rund um die Uhr etwa so viel Solarstrom eingespeist, wie rund um die Uhr benötigt wird. Solarenergie nicht nur um die Mittagszeit sondern ganztägig!
Da der zu übertragende Strom keine extremen Leistungsspitzen zur Mittagszeit enthält, werden die Stromnetze deshalb in den meisten Regionen zu seiner Übertragung ausreichen. Somit rückt die Versorgung der stromintensiven Industrie ((links oben in der Grafik)) mit Solarstrom (natürlich nur in sonnigen Wochen) in greifbare Nähe – bis vor kurzem noch ein undenkbarer Gedanke.

Bild 11 - Solarstrom aus dem Niederspannungsnetz erreicht stromintensive Industrie im Hochspannungsnetz

Vergleicht man die zwei Ausbauszenarien mit und ohne Pufferspeicher – bei gleicher Zunahme der Peakleistung -, dann stellt man fest, dass die Maximalleistung der gesammelten deutschen Solaranlagen im zweiten Fall dreimal so schnell ansteigt wie im ersten Fall. Doch das ist keinesfalls ein Vorteil. Wichtiger ist, dass bei gepufferten Solaranlagen die Solarleistung zwar langsamer, aber dafür auch in den Abend-, Nacht- und Morgenstunden gleichmäßig, zunimmt .

Technische Umsetzung von zeitlicher Glättung und Netzstützung

Hier sollen anhand einiger Blockschaltbilder die neuen Funktionen des zukünftigen Steuergerätes erläutert werden.

Begrenzung der Einspeisung

Bild 12 - Der Einspeiseobergrenzregler

Solaranlagen haben einen Maximum Power Point Regler (MPP-Regler) . Dieser zieht jederzeit aus dem Solargenerator auf dem Dach 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 folgende 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 13 - Direkte oder indirekte Einspeisung

Die Messung der eingespeisten elektrischen Energie - und somit auch ihre Bezahlung - erfolgt im Einspeisezähler unabhängig davon, ob der Strom direkt oder erst auf dem Umweg über den Speicher eingespeist wurde.

Es besteht kein finanzieller Anreiz, den Speicher öfter als nötig zu benutzen.

Netzstützung

Bild 14 - Netzstabilisierungsregler

Die eingebaute Pufferbatterie 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. Ziel ist die Stützung der lokalen Netzspannung und der europaweiten Netzfrequenz.

Zur Aufrechterhaltung eines labilen Gleichgewichts sind schnelle Reaktionen wichtig (balancieren Sie
einmal einen langen Stab auf Ihrer Fingerspitze). Nur kleine Energiemengen sind erforderlich, aber die Schnelligkeit der Reaktion ist entscheidend. Je eher die Reaktion erfolgt, desto weniger energetischer Aufwand muss betrieben werden. Ein Batteriesystem mit elektronischem Regler ist bezüglich Reaktionsgeschwindigkeit jedem Pumpspeicherkraftwerk und jeder Gasturbine weit überlegen. Es kann sogar die Primärregelung durch die Schwungmassen der konventionellen Kraftwerke ersetzen.

Bild 15 - Vergütung besteht aus drei Anteilen

Für jede eingespeiste Kilowattstunde wird
-die Einspeisevergütung,
-eine Speicherbereitstellungsvergütung und
-ein Technologiebonus
gezahlt.

Bereitstellungsgebühren

Bereitstellungsgebühren sind im Rahmen der Stromwirtschaft üblich aber bei den Erneuerbaren Energien noch recht unbekannt.

Die Speicherbereitstellungsvergütung wird auch dann gezahlt, wenn der Solarstrom nicht durch den Speicher geflossen ist. So wird vermieden, dass der Speicher nur aus finanziellen Gründen unnötig oft be-und entladen wird. Damit werden unnötige Speicherabnutzung und Speicherverluste vermieden.

Der Technologiebonus wird auch dann gezahlt, wenn die Netzstabilisierung nicht zum Einsatz
gekommen ist.

Eigenverbrauchsvergütung

Für jede eingespeiste Kilowattstunde wirdKilowattstunde wird
-die Einspeisevergütung,
-eine Speicherbereitstellungsvergütung und
-ein Technologiebonus
gezahlt. Diese zusammen dürften noch auf Jahre hinaus höher sein als der Preis für eine Kilowattstunde aus dem öffentlichen Netz.
Aus diesem Grund ist es günstiger, den Eigenbedarf des Anlagenbetreibers mit dem vergleichsweise billigeren Strom aus dem öffentlichen Netz zu decken. Der Haushalt des Betreibers wird deshalb in der Regel nicht aus der PV-Anlage, sondern über einen normalen Stromverbrauchszähler direkt aus dem öffentlichen Netz versorgt.
Wenn das gewünscht wird und natürlich auch bei Stromausfall ist jedoch eine Trennung des Haushalts vom öffentlichen Netz und eine Versorgung mit Solarstrom aus der PV-Anlage möglich.

Gesetzliche Regelungen (Vorschlag)

1. Reduzierung der Einspeiseleistung wird verpflichtend für alle Neuanlagen

Solarstromanlagen mit Inbetriebnahmedatum ab 01.01.2017 erhalten eine Vergütung nach EEG nur unter der Bedingung, dass ihre Einspeisewirkleistung am Verknüpfungspunkt mit dem aufnahmepflichtigen Netz durch eine technische Einrichtung auf 30 Prozent der Peakleistung reduziert ist

Diese Bestimmung ist schmerzhaft, aber sie ist notwendig. Sie erhält ihre Sinnhaftigkeit erst dadurch, dass der nicht eingespeiste Strom für die abendliche und nächtliche Einspeisung zwischengespeichert wird.

&#8195;
Die Höhe der Speicherbereitstellungsvergütung

Die Höhe der Speicherbereitstellungsvergütung
muss technologieabhängig noch genauer festgelegt
werden. Der Wert dürfte zwischen 20 Cent/kWh für
Bleibatterien und 45 Cent für jüngere Technologien
liegen.
Die Kontrolle des Batteriesatzes ist erforderlich,
weil Batterien schleichend altern. Durch diese
Bestimmung wird verhindert, dass ein Betreiber die
Speicherbereitstellungsvergütung unberechtigt in
Anspruch nimmt. Außerdem wird ein Anreiz auf die
Batterieentwickler ausgeübt, ihre Batterien auf
höhere Lebensdauer zu optimieren.
Bei zukünftiger Verbilligung der Speichersysteme
wird die Notwendigkeit zur Kontrolle entfallen, weil
ein Betreiber, der eine gealterte Batterie nicht
auswechselt, sich dann durch die verminderte
Nachteinspeisung finanziell selbst schadet.

&#8195;
So wird kein unsinniger finanzieller Anreiz für


So wird kein unsinniger finanzieller Anreiz für
unnötige Batterienutzung gegeben.

&#8195;
Diese Bestimmung ist dafürDiese Bestimmung ist dafür gedacht, den Pionierengedacht, den Pionieren
unter den Solaranlagenbetreibern sowie unter den
Produzenten der Wechselrichter-/Batteriesysteme
einen Anreiz zu rascher Betätigung zu geben. Wir
bezeichnen sie deshalb auch als „Sprinterbonus“


&#8195;
Die höhere Degression ist gedacht für jüngere

Die höhere Degression ist gedacht für jüngere
Speichertechnologien, die anfangs eine höhere
Speicherbereitstellungsvergütung erhalten müssen.

&#8195;
Diese Bestimmung dient derDiese Bestimmung dient der Klarstellung.Klarstellung.


&#8195;
Uns erscheint es wichtig, bereits von Anfang an


Uns erscheint es wichtig, bereits von Anfang an
darauf hinzuweisen, dass die vorgeschriebenen
Batteriesysteme wichtige Netzstabilisierungsaufgaben
autonom übernehmen können.

&#8195;
SollteSollte eine Umlage auf die Netzgebühreine Umlage auf die Netzgebühr
gesetzestechnisch zu Verzögerungen führen, so
wäre auch eine Belastung der EEG-Umlage denkbar.

&#8195;
Der Einsatz dieser Anlagen in Deutschland wird

Der Einsatz dieser Anlagen in Deutschland wird
globale Auswirkungen haben, weil dieser
Anlagentyp wie kein anderer dafür geeignet ist, ein
neues Stromnetz aufzubauen. Besondere Vorteile
ergeben sich, bei jahreszeitlich etwa
gleichbleibender Sonnenscheindauer.

&#8195;
Der SFV ist daran interessiert, das dargestellte


Der SFV ist daran interessiert, das dargestellte
Programm weiterhin zu verbessern und bittet
deshalb um Optimierungsvorschläge