Regelbedarf konventioneller Kraftwerke. Im Jahr 2011 wurde häufig der erhöhte Leistungsbedarf um die Mittagszeit durch die mittägliche

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5 Solarenergie verringerte an sonnigen Tagen den Regelbedarf konventioneller Kraftwerke. Im Jahr 2011 wurde häufig der erhöhte Leistungsbedarf um die Mittagszeit durch die mittägliche Leistungsspitze der Solarenergie abgedeckt. Die bereitstehenden Spitzenlastkraftwerke der Stromwirtschaft wurden weniger alsfrühergebraucht. An der Strombörse wurden deshalb die vor wenigen Jahren üblichen hohen Strompreise um die Mittagszeit an sonnigen Tagen nicht mehr erreicht(merit Order Effekt). 5

6 Zukünftig wird sich bei weiterem Ausbau ungepufferter PV-Anlagen an Tagen mit besonders hoher Sonneneinstrahlung die Tendenz umkehren und der konventionelle Kraftwerkspark wird sogar herunter geregelt werden müssen. 6

7 Der konventionelle Kraftwerkspark besteht aus Kraftwerken, deren Leistung sich unterschiedlich rasch herunter oder herauf regelnlässt. -Grundlastkraftwerke können nur im oberen Leistungsdrittel (und auch dort nur langsam) ihre Leistung ändern -Mittellaststkraftwerkekönnen täglich herauf und heruntergefahren werden, -Spitzenlastkraftwerke können innerhalb weniger Minuten angefahren oder abgeschaltet werden Die Übergänge zwischen den Kraftwerkstypen sind fließend. 7

8 Wenn die Leistung des konventionellen Kraftwerksparks wegen zunehmender Solarenergie rasch verringert werden muss, werden zuerst die Spitzenlastkraftwerke abgeregelt 8

9 Wenn die Leistung weiter vermindert werden muss, werden die Mittellastkraftwerke heruntergefahren. Auch das ist problemlos möglich. 9

10 Grundlastkraftwerke können wie gesagt - nur im oberen Leistungsdrittel herunter oder heraufgeregelt werden. Wenn um die Mittagszeit die Solarleistung noch weiter ansteigt, bleibt dem regelverantwortlichen Übertragungsnetzbetreiber nur die Möglichkeit, statt der nicht regelbaren Grundlastkraftwerke die Solarenergie abzuregeln. Dieses Problem tritt nicht erst dann auf, wenn die ungepufferte PV Leistung die Sommerlastkurve übersteigt, sondern erheblich früher. 10

11 Rasche Änderungen der eingespeisten Solarleistung sind nur im unteren Teil des Leistungsbereichs der Sommerlastkurve tolerierbar. Bei Überschreitung einer Einspeisung von (grob geschätzt) 35 GW müssen die Solaranlagen-Betreiber mit Abregelung rechnen. 11

12 BMU Leitstudie 2011 Zitat Seite 13: 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. ( ) 12

13 Sogar PV-Befürworter glauben, ein Zubau so schnell wie bisher sei energietechnisch nicht zu schaffen. Bei 3 bis 4 maliger Wiederholung gäbe es in den Sonnenstunden so viel PV-Strom, wie ganz Deutschland benötigt (40 bis 50 GW). Dann müssten alle Windräder, Wasserkraft- und Biogaskraft-werke abgeschaltet werden, genauso wie Atom und Kohlekraftwerke und wenige Stunden später müssten alle wieder hochgefahren werden. In dieser Zeit ließen sich nicht die dezentralen Speicher aufbauen, die die übermäßige PV-Leistung wegpuffern könnten. Deshalb wollen wir den Speicherausbau gesetzlich im richtigen Verhältnis an den PV- Ausbau koppeln, dann wird zu jeder neuen PV- Anlage gleich der notwendige Speicher mit installiert und das Problem ist gelöst. 13

14 Die Stromwirtschaft lässt keine Anstrengungen zum Speicherbau erkennen. Bei den PV-Betreibern ist die Motivation dagegen außerordentlich hoch. Sie würden die Aufgabe am schnellsten lösen. Für die Integration in die PV-Anlage sprechen außerdem folgende Gründe: Transport des Solarstromszum Speicher verlangt extra Gleichstromleitungen oder zweimalige Umformung DC/AC AC/DC. 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. Autonome Regelmechanismen ( Schwarmintelligenz ) ersparen ein Einspeisemanagementdes Netzbetreibers. 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. 14

15 Nachdem wir gezeigt haben, dass der solare Ausbau ohne Pufferspeicher bereits bei installierten Solarleistungen von 40 GWp zu erheblichen Regelproblemen für die konventionellen Grundlastkraftwerke führen wird, zeigen wir den 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. Den Neubau von neuen Spitzen- und Mittellastkraftwerken wollen wir vermeiden, denn er zementiert die konventionelle Stromerzeugung auf Jahrzehnte. 15

16 Zu jeder Solaranlage gehört ein Pufferspeicher. Aber wie groß muss er sein? Einerseits soll er möglichst groß sein, damit möglichst viel von der problematischen solaren Mittagsspitze weggepuffert werden kann. Andererseits wollen wir nicht durch übertriebene Verschiebung der Mittagsspitze in die Nacht eine solare Mitternachtsspitze schaffen. Unser Vorschlag sieht weder Mittagsspitze noch Mitternachtsspitze vor, sondern an Sonnentagen eine gleichmäßige Einspeisung rund um die Uhr. 16

17 Wir schlagen eine Einspeiseobergrenzevon 0,3 der Peakleistungder PV-Anlagenvor. Das Verhältnis der Einspeiseobergrenzezur Peakleistungder 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 kwhpro kwp liegt (Verluste sind hier nicht mitgerechnet). 17

18 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. AnTagen mit geringerer Solarstrahlung lässt sich eine zeitliche Änderung der Einspeisung nicht vermeiden, doch erfolgen alle Änderungen der Einspeiseleistungim unteren Leistungsdrittel und sind somit leicht auszuregeln, wie Folie 10 zeigt. 18

19 Für sich alleine genommen ist eine PV- Anlage, die an sonnigen Tagen rund um die Uhr die gleiche Leistung einspeist (wie ein stupides Grundlastkraftwerk) wenig interessant, aber beim Zusammenwirken mit dem schon bestehenden Bestand von ungepufferten Solaranlagen zeigt sich der Vorteil dieser Konstruktionsänderung. 19

20 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. 20

21 Trotz weiterem Zubau von gepufferten PV- Anlagen wird an sonnigen Tagen die mittägliche Leistungsspitze nicht weiter überhöht, weil die gepufferten Anlagen nur mit 0,3 der Peakleistung einspeisen und manchmal sogar nachts Energie liefern. Es entstehen keine übertrieben hohen Leistungsspitzen mehr zur Mittagszeit. So gibt es keine kritischen Unterschiede mehr zwischen den Residuallasten nachts und mittags. 21

22 Vergleicht man die zwei Ausbauszenarien mit und ohne Pufferspeicher bei gleicher Zunahme der Peakleistung, dann stellt man fest, dass die Maximalleistung beim Einsatz ungepufferten PV- Anlagendreimal so schnell ansteigt wie bei gepufferten PV-Anlagen. Dagegen nimmt bei gepufferten PV-Anlagen die Solarleistung auch in den Abend-, Nacht-und Morgenstunden gleichmäßiger zu. Beides spricht FÜR die mit Speicher gepufferten PV-Anlagen. 22

23 Mit dem beschriebenen neuen Solaranlagentyp wird es gelingen, an sonnigen Tagen den gesamten Strombedarf Deutschlands rund um die Uhr vollständig abzudecken, ggf. sogar gleichmäßige Überschüsse für die EE-Methan- oder EE- Methanolproduktion abzuzweigen. 23

24 Die solare Energie wird nicht nur um die Mittagszeit, sondern (natürlich nur in sonnigen Wochen) 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 in greifbare Nähe bis vor kurzem noch ein undenkbarer Gedanke. Auch die großtechnische Erzeugung von EE-Methan und EE-Methanol am Hochspannungsnetz wird praktisch möglich. 24

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26 Blockschaltbild 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 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. 26

27 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. Die europaweite Frequenz ist abhängig vom Gleichgewichtzwischen Stromerzeugung und -verbrauch. Schnelle Reaktionen sind wichtiger als hoher Energieaufwand (balancieren Sie einmal einen langen Stab auf Ihrer Fingerspitze). Ein Batteriesystemmit elektronischem Regler ist bezüglich Reaktionsgeschwindigkeit jedem Pumpspeicherkraftwerkund jeder Gasturbine überlegen. Es kann sogar die stabilisierende Schwungmasse der rotierenden Kraftwerksgeneratoren ersetzen. 27

28 Für jede eingespeistekilowattstunde wird -die Einspeisevergütung, -eine Speicherbereitstellungsvergütung und -ein Stabilisierungsbonus 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 Stabilisierungsbonus wird auch dann gezahlt, wenn die Netzstabilisierung nicht zum Einsatz gekommen ist. 28

29 Für jede eingespeiste Kilowattstunde wird - die Einspeisevergütung, - eine Speicherbereitstellungsvergütung und - ein Stabilisierungsbonus 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. 29

30 Wenn das gewünscht wird -und natürlich auch bei Stromausfall -ist eine Versorgung mit Solarstrom aus der PV-Anlage möglich.dazu muss eine Trennung des Haushalts vom öffentlichen Netz vorgenommen werden. 30

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32 Diese Entscheidung ist schmerzhaft,aber sie ist notwendig, damit mehr PV-Anlagen angeschlossen werden können. Sie erhält ihre Sinnhaftigkeit aber hauptsächlich dadurch, dass der nicht eingespeiste Strom für die abendliche und nächtliche Einspeisung zwischengespeichert wird. 32

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34 Die Höhe der Speicherbereitstellungsvergütung muss noch genauer festgelegt werden. Der Wert dürfte je nach verwendeter Batterietechnologie - 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 auswechselt, sich durch dienachteinspeisung einen finanziellen Vorteil schafft. 34

35 So wird kein unsinniger finanzieller Anreiz für unnötige Batterienutzung gegeben. Dies erspart unnötige Speicherverluste und kommt der Lebensdauer der Batterie zu Gute. 35

36 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 36

37 Die höhere Degression ist gedacht für jüngere Speichertechnologien,die anfangs eine höhere Speicherbereitstellungsvergütung erhalten müssen. 37

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39 Uns erscheint es wichtig, bereits von Anfang an darauf hinzuweisen, dass die vorgeschriebenen Batteriesysteme wichtige Netzstabilisierungsaufgaben autonom übernehmen können. 39

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41 Der Vorschlag zur Integration von Pufferspeichern in PV-Anlagen ist ein Programm unter vielen weiteren notwendigen zukünftigen Programmen. Er befreit die Netzbetreiber nicht von ihrer Verantwortung für die Stromspeicherung. Dies kann im EEG 2012 in 3 Nr. 7 sowie in 9 Absatz 1 richtig gestellt werden. 41

42 Sollteeine Umlage auf die Netzgebühr gesetzestechnisch zu Verzögerungen führen, so wäre auch eine Belastung der EEG-Umlage denkbar. 42

43 Alternativenund Gründe für vordringliche Umsetzung 43

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45 Einspeisung ins Hausnetz statt ins öffentliche Netz ändert die Residuallast nicht. Eigenverbrauch vermindert zwar die Höhe der solaren Leistungskurve, aber er vermindert gleichzeitig auch die Spitze der Lastkurve, so dass die Residuallast kaum größer wird. 45

46 Demand Side Management (DSM) glättet die Residuallast. DSM ändert jedoch die solare Mittagsspitze nicht. Deshalb sollte DSM auf alle Verbraucher angewendet werden, hat aber mit dem Pufferspeichervorschlag des SFV nichts zu tun. 46

47 Demand Side Management in einem System Demand Side Management in einem System volatiler Energien kann keine festen Einnahmen pro Leistungsverschiebung garantieren, weil sich der finanzielle Anreiz aus Mangel und Überschuss ergibt, diese aber sowohl mit der Zahl der engagierten Teilnehmer als auch mit dem Bau neuer Speicher wieder abnehmen. Eine Investition in intelligent zu steuernde Verbraucher lohnt sich dann weniger. Dennoch sollte Demand Side Management eingeführt werden. Die schwierigsten Aufgaben sind dabei - die messtechnische Ermittlung von lokalem Mangel oder Überschuss - die Umsetzung in einen konkreten Strompreisanteil Ein konkreter Lösungsansatz (Algorithmus) ist uns dafür noch nicht bekannt. Das von uns vorgeschlagene PV-Pufferungsprogramm kann aber unabhängig davon durchgeführt werden. 47

48 Für rasch regelbare Gaskraftwerke fehlt jede Aussicht auf EE-Brennstoffe, solange nicht die großtechnische Erzeugung von EE Methan oder EE Methanol sichergestellt ist. Wer nur Gaskraftwerke baut, ohne gleichzeitig klimaneutralen Brennstoff in adäquater Menge bereitzustellen, vergisst den Kampf gegen den Klimawandel. Eine der wichtigsten Voraussetzungen für die Erzeugung von EE-Brennstoffen ist die Bereitstellung vergleichmäßigter Solar- und Windüberschüsse. Deshalb ist das Förderprogramm für PV-Anlagen mit integriertem Pufferspeicher VORDRINGLICH 48

49 Wochen ohne Wind und Sonne Dazu gibt es zwei Lösungsansätze: - Gas-Kraftwerke oder KWK-Anlagen, gespeist aus dem Gasnetz mit Methan aus dem CO2 der Atmosphäre - Dezentrale Brennstoffzellen oder KWK- Anlagen bei den Endverbrauchern, gespeist aus deren Erdtanks mit Methanol aus dem CO2 der Atmosphäre. Voraussichtlich werden beide Verfahren zum Einsatz kommen. Für beide fehlt aber noch völlig die Herstellung des EE-Brennstoff. Die Größenordnung der benötigten Energie liegt bei grob 100 TWh! 49

50 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. 50

51 Vergleichmäßigung der Überschüsse von Sonnenund Windenergie ist notwendig: Am einfachsten zu bewältigen ist die Bereitstellung möglichst vergleichmäßigter Überschüsse aus Sonnenenergie. Wie das geschehen soll, damit befasste sich der vorangegangene Beitrag. 51

52 Diese Aufgabe ist noch in Bearbeitung 52