Wir benötigen verschiedene Markteinführungsprogramme. 2. für Großspeicher zur Glättung der Stromeinspeisung aus Windparks 3. für Tag-Nachtspeicher

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1 Wir benötigen verschiedene Markteinführungsprogramme. 1. für dezentrale Langzeitspeicher für 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. Heute geht es ausschließlich um Thema 4. Der hiermitvorgestellte 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 Programmen zu 1, 2 und 3. Und er lässt sich durch eine Änderung im Erneuerbare-Energien-Gesetz rasch verwirklichen. Die Notwendigkeit einer Abstimmung mit anderen Gesetzen dürfte minimal sein. Mit unserem Vorschlag könnte die längst überfällige Förderung von Speichern endlich den Fuß in die Tür bekommen. 1

2 Die Stromwirtschaft lässt keine Anstrengungen zum Speicherbau erkennen. Bei den PV-Betreibern ist die Motivation dagegen außerordentlich hoch. Sie werden die Aufgabe am schnellsten lösen. Die teuersten Stromleitungen sind die zwischen PV-Anlage und Pufferspeicher, weil sie die ungeglätteten Solarspitzenströme übertragen müssen. Sie sollten so kurz wie möglich gehalten werden. Deshalb den Stromspeicher möglichst im Haus integrieren. Autonome Regelmechanismen ( Schwarmintelligenz ) benötigen kein Einspeisemanagementdes Netzbetreibers. Sie gewährleisten ein störunanfälligesrobustes Gesamtsystem. Das Ausbautempo von PV-Anlagen und Pufferspeichern ist extrem unterschiedlich. Durch gegenseitige Integration wird ein zeitlich paralleler Ausbau erreicht. Globale Wirkung: PV-Anlagen mit Pufferspeicher können auch zum Modell für Entwicklungsländer im Sonnengürtel der Erde werden. 2

3 Warum es notwendig ist, PV-Anlagen zur Netzstabilisierung zu ertüchtigen, erkennt man, wenn man sich das Zusammenwirken von PV-Anlagen mit dem konventionellen Kraftwerkspark vergegenwärtigt. Die schematische Darstellung zeigt dies für ganz Deutschland zunächst für den Stand 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 etwas verändern, doch ändert das nichts an den grundsätzlichen Überlegungen des vorliegenden Beitrags. 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. 3

4 Die fehlende Leistung zwischen Lastkurve und Solarstromleistung, die Residuallast, wird in jedem Augenblick durch konventionelle Kraftwerke bereitgestellt. Die folgenden 11 Folien ((rasch vorführen bewegtes Bild)) zeigen, dass in der gegebenen Situation der erhöhte Leistungsbedarf um die Mittagszeit durch die mittägliche Leistungsspitze der Solarenergie abgedeckt wird. Die Residuallast bleibt nahezu unverändert. Die bereitstehenden Spitzenlastkraftwerke der Stromwirtschaft werden kaum noch gebraucht. An der Strombörse werden deshalb die vor wenigen Jahren üblichen hohen Strompreise um die Mittagszeit an sonnigen Tagen nicht mehr erreicht. 4

5 Die folgenden Folien liefern bei zügiger Betrachtung den Eindruck eines bewegten Bildes. Zur bequemen Betrachtung der folgenden Folien mit den darunter befindlichen Notizen passen Sie bitte die Bildhöheandie Bildschirmhöhe an. Beim Adobe Reader finden Sie die zugehörige Funktion in der Kopfzeile. Es handelt sich um ein Rechteck im Hochformat. Vier Pfeile zeigen von innen auf die vier Seiten des Rechtecks. Wenn Sie dagegen Details auf der eigentlichen Folie erkennen wollen, passen Sie bitte die Bildbreite an die Bildschirmbreite an. Beim Adobe Reader zeigt das dazugehörige Symbol zwei untereinander liegende Rechtecke jeweils im Querformat. Im unteren Rechteck zeigen zwei Pfeile von innen auf die rechte und linke Seite des Rechtecks. 5

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15 Solarenergie verringert derzeit 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. 15

16 Der weitere Bau von PV-Anlagen würden die Stabilität des Stromnetzes gefährden, heißt es. Um zu überprüfen, wie weit diese Befürchtung berechtigt ist, machen wir gedanklich einen Zeitsprung über wenige Jahre und nehmen an, dass sich in dieser Zeit die Leistung der deutschen Solaranlagen fast verdoppelt. 16

17 Im Jahr 2010 wurden in Deutschland zusätzlich zu den schon vorhanden Anlagen weitere Solaranlagen mit einer Gesamtleistung von 7,3 GWphinzu gebaut. Zur Zeit sind etwa 25 GWp Solaranlagen in Betrieb. Bei einer Fortsetzung des bisherigen Zuwachstempos können in wenigen Jahren 40 GWperreicht werden. Die Leistungskurve der Solarenergie sieht dann aus wie in dieser Grafik dargestellt. Die Solarglockenkurven strecken sich in die Höhe. Auf den nächsten 14 Folien beobachten wir, in welcher Weise sich die zu deckende Residuallast im Verlauf von 10 Stunden verändert. 17

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31 Der konventionelle Kraftwerkspark besteht fast zur Hälfte aus Grundlastkraftwerken, die nur im obersten Leistungsdrittel regelungsfähig sind. Für eine schnelle Abregelungauf nahezu Null sind sie technisch nicht eingerichtet. Der gegenwärtige Kraftwerkspark kann deshalb nicht vielmals im Jahr innerhalb weniger Stunden von über 40 GW auf unter 10 GW herunter-und anschließend wieder herauf geregelt werden. 31

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33 Das Herunter-und wieder Heraufregelndes 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 Residuallast kaum größer wird. 33

34 Bisher haben wir gedanklich die PV auf 40 GW ausgebaut und konnten die ersten Probleme erkennen. Solarfachleute, z.b. Prof. Quaschning, sprechen davon, dass die PV einen zukünftigen Beitrag von 200 GW leisten solle. Wir stimmen dem zu und setzen unser Gedankenexperiment fort. In einem erneuten Zeitsprung nehmen wir einen weiteren 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. 34

35 Die nächsten drei Folien zeigen, wie sich in der neuen Situation nach dem Zeitsprung die Leistung des konventionellen Kraftwerksparks von 6.00 morgens bis Uhr von etwa 50 GW auf Null verringern muss. 35

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39 Die solare Leistungsspitze um die Mittagszeit liegt weit über der Lastkurve. Sie muss abgeregeltoder exportiert werden. Export solarer Überschussleistung ist allerdings nur dann möglich, wenn in den Nachbarländern kein Solarausbau stattfindet. Ärgerlich ist, dass am folgenden Abend und in der folgenden Nacht die abgeregeltesolarleistung dann fehlen wird. 39

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42 Nachdem wir gezeigt haben, dass der solare Ausbau ohne Pufferspeicher bereits bei installierten Solarleistungen von 40 GWpzu erheblichen Stabilitätsproblemen im Netz führen wird, zeigen wir einen Ausweg: PV-Anlagen mit integrierten Pufferspeichern. Wir wollen PV-Anlagen zum Zusammenwirken mit konventionellen Kraftwerken ertüchtigen. Zwar bleibt es nach wie vor unser Ziel, atomare und fossile Kraftwerke schnellstmöglich abzulösen. Aber bis zu ihrer endgültigen Ablösung wollen wir sie sinnvoll nutzen. 42

43 Zur Glättung der Solarleistung müssen wir eine Einspeiseobergrenze festlegen.solare Energiemengen oberhalb dieser Einspeiseobergrenzewerden vom Stromspeicher aufgenommen. Eine Analyse der von SMA dokumentierten Solareinspeisungen hat ergeben, dass die Einspeiseobergrenzeetwa bei 30% der Peak-Leistung angesetzt werdenmuss, damit die tagsüber oben abgeschnittene Energiemenge ausreicht, die nächtliche Lücke aufzufüllen. Wir haben dazu die deutsche Rekordeinspeisung vom zugrunde gelegt. 43

44 Auf gleiche Weise haben wir herausgefunden, dass die notwendige Speicherkapazität bei 3 kwh pro kwp liegt. 44

45 Eine auf diese Weise technisch veränderte Solaranlage mit Netzeinspeisung stellt mit ihrer veränderten Ausgangsleistung einen völlig neuen Anlagentyp dar.in sonnigen Wochen KÖNNEN solche PV-Anlagen rund um die Uhr eine gleichmäßige Einspeisung durchführen. Für sich alleine genommen ist das wenig interessant, aber beim Zusammenwirken mit dem schon bestehenden Bestand von ungepufferten Solaranlagen zeigt sich der Vorteil dieser Konstruktionsänderung. 45

46 Wir integrieren nun diesen neuen Anlagentyp in das derzeitige Stromerzeugungssystem und beobachten, ob an Tagen mit extremer Solareinstrahlung der konventionelle Kraftwerkspark immer noch in seiner Regelfähigkeit überfordert wird. 46

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56 Ein schönes Ergebnis! Die Residuallast zur Zeit der solaren Mittagsspitze unterscheidet sich kaum von der um 4 Uhr morgens. Die Regelfähigkeit des konventionellen Stromparks wird also nicht mehr besonders beansprucht. 56

57 Auch nach einem weiteren Zeitsprung gibt es keine kritischen Unterschiede zwischen den Residuallasten nachts und mittags 57

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59 Mit dem beschriebenen neuen Solaranlagentyp gelingt es uns, an sonnigen Tagen den gesamten Strombedarf Deutschlands rund um die Uhr vollständig abzudecken. 59

60 Die solare Energie wird nicht nur um die Mittagszeit, sondern ganztägig geliefert. Dader zu übertragende Strom weitgehend geglättet ist, fehlen ihm die extremen Leistungsspitzen zur Mittagszeit. In den meisten Fällen werden die Stromnetze deshalb zur Übertragung ausreichen. Somit rückt die Versorgung der energieintensiven Industrie ((links oben in der Grafik)) mit Solarstrom (natürlich nur in sonnigen Wochen) in greifbare Nähe bis vor kurzem noch ein undenkbarer Gedanke. 60

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62 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 Falldreimal so schnell ansteigt wie im ersten Fall. Doch im ersten Fall nimmt die Solarleistung auch in den Abend-, Nachtund Morgenstunden gleichmäßig zu. 62

63 Solaranlagen haben einen Maximum Power Point- Regler (MPP-Regler). Dieser zieht 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 eine Veränderung: Der Einspeiseobergrenzreglerverhindert 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. 63

64 Es besteht kein finanzieller Anreiz, den Speicher unnötig oft zu benutzen. 64

65 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 Netzstabilisierungsreglereingebaut 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). Je eher die Reaktion erfolgt, desto weniger Aufwand muss betrieben werden. Ein Batteriesystem mit elektronischem Regler ist bezüglich Reaktionsgeschwindigkeitjedem Pumpspeicherkraftwerk und jeder Gasturbine weit überlegen. Es kann sogar die Primärregelung durch die Schwungmassen der konventionellen Kraftwerke ersetzen. 65

66 Für jede eingespeistekilowattstunde wird -die Einspeisevergütung, -eine Speicherbereitstellungsvergütung und -ein Technologiebonus gezahlt. Bereitstellungsgebühren Die Speicherbereitstellungsvergütung wird auch dann gezahlt, wenn der Solarstrom nicht durch den Speicher geflossen ist. So wird vermieden, dass der Speicher unnötig oft be-und entladen wird. So werden unnötige Speicherabnutzung und Speicherverluste vermieden. Der Technologiebonus wird auch dann gezahlt, wenn die Netzstabilisierung nicht zum Einsatz gekommen ist. 66

67 Für jede eingespeistekilowattstunde 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 direkt aus dem öffentlichen Netz versorgt. 67

68 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. 68

69 Diese Entscheidung 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. 69

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71 Die Höhe der Speicherbereitstellungsvergütung muss technologieabhängig noch genauer festgelegt werden. Der Wert dürfte zwischen 20 Cent/kWhfür Bleibatterien und 45 Cent für jüngere Technologien liegen. Die Kontrolle des Batteriesatzes ist erforderlich, weil Batterien schleichendaltern. 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 dieverminderte Nachteinspeisung finanziell selbst schadet. 71

72 So wird kein unsinniger finanzieller Anreiz für unnötige Batterienutzung gegeben. 72

73 Diese Bestimmung ist dafürgedacht, 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 73

74 Die höhere Degression ist gedacht für jüngere Speichertechnologien,die anfangs eine höhere Speicherbereitstellungsvergütung erhalten müssen. 74

75 Diese Bestimmung dient der Klarstellung. 75

76 Uns erscheint es wichtig, bereits von Anfang an darauf hinzuweisen, dass die vorgeschriebenen Batteriesysteme wichtige Netzstabilisierungsaufgaben autonom übernehmen können. 76

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78 Sollteeine Umlage auf die Netzgebühr gesetzestechnisch zu Verzögerungen führen, so wäre auch eine Belastung der EEG-Umlage denkbar. 78

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82 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, beijahreszeitlich etwa gleichbleibender Sonnenscheindauer. 82

83 Der SFV ist daran interessiert, das dargestellte Programm weiterhin zu verbessern und bittet deshalb um Optimierungsvorschläge 83