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Netzauswirkungen

>> Durch den netzoptimierten Einsatz von PV-Speichern können Niederspannungsnetze entlastet werden. Darüber hinaus haben vernetzte dezentrale Speicher das Potential, bidirektionale Netzdienstleistungen zu übernehmen und somit zur Erhaltung der Netzstabilität beizutragen.

Ende des Jahres 2017 waren in Deutschland rund 1,64 Millionen PV-Anlagen mit einer kumulierten Nennleistung von ca. 43 GW installiert [15]. Mit dieser installierten Erzeugungsleistung wird die Photovoltaik in Deutschland nur von der Windenergie übertroffen [1]. Etwa 98% aller installierten PV-Anlagen bzw. 80% der gesamten deutschen photovoltaischen Erzeugungsleistung werden dabei auf der Niederspannungsebene eingespeist [2,3].

Niederspannungsnetze in Deutschland stellen traditionell das letzte Übertragungsglied der Stromversorgungskette dar und sind darauf ausgelegt, den in Großkraftwerken zentral erzeugten und über die Übertragungsnetze transportierten Strom an Privathaushalte und kleine Gewerbebetriebe zu verteilen [4]. Seit Inkrafttreten des Gesetzes für den Vorrang Erneuerbarer Energien (EEG) im Jahr 1991 werden in Deutschland zunehmend dezentrale Erzeuger, überwiegend PV-Anlagen, an die Niederspannungsnetze angeschlossen und kehren die Lastsituation zeitweise um: An sonnigen Tagen kann die in manche Niederspannungsnetze eingespeiste elektrische Energie den lokalen Elektrizitätsbedarf deutlich übersteigen. Dies stellt eine neuartige Herausforderung für die Netzführung dar und kann ein begrenzender Faktor für den weiteren Zubau erneuerbarer Energien sein [5,6,7].

Probleme der Integration von dezentralen PV-Anlagen werden insbesondere in ländlichen Netzgebieten erwartet, wo tendenziell schwach ausgebaute Übertragungsstrukturen und hohe Dachflächenpotenziale zusammentreffen. Dort kann die dezentrale Einspeisung elektrischer Energie an sonnigen Tagen zu Überlastungen von Betriebsmitteln und einer unzulässigen Anhebung der Netzspannung führen [5].

Batteriespeicher in netzgekoppelten PV-Anlagen stellen ein wirksames Mittel zur Erhöhung der Eigenverbrauchsquote und des Autarkiegrades dar [8,9] und bewirken eine zeitliche Entkopplung der solaren Erzeugung von der Netzeinspeisung [10]. Durch den Einsatz von Batteriespeichern wird die Netzaustauschleistung der Haushalte mit PV-Anlagen während der Batterieladevorgänge um die Ladeleistung der Batterie reduziert. Der Netznutzen dieser Wirkleistungsreduzierung ist dabei umso größer, je genauer die Ladephasen der Batteriespeicher mit den netzkritischen Zeitpunkten hoher solarer Erzeugung übereintreffen. In den folgenden Abbildungen sind zwei mögliche Szenarien der Batterieladung im Laufe eines idealisierten Tages schematisch aufgezeigt:

Im oben dargestellten Fall werden die Batteriespeicher im Laufe des Vormittags geladen und reduzieren die Netzaustauschleistung der Haushalte mit PV-Anlagen zu den netzunkritischen Zeitpunkten zwischen 7 und 12 Uhr. Die ausgefüllte Fläche in den Abbildungen entspricht dabei der in die Batterie eingespeicherten Energiemenge. Bei Erreichen der maximalen Erzeugungsleistung der PV-Anlagen zur Mittagszeit sind die Batteriespeicher bereits vollständig geladen und können danach keinen Einfluss mehr auf die Wirkleistungseinspeisung der PV-Anlagen ausüben; die maximal ins Netz eingespeiste Erzeugungsleistung kann hier nicht reduziert werden. Im unten dargestellten Fall wird unter Annahme einer geeigneten Betriebsstrategie das Laden der Batteriespeicher in der Spitze der solaren Erzeugung verwirklicht. Die maximale Netzaustauschleistung der Haushalte mit PV-Anlage kann hier im Sinne einer Wirkleistungsbegrenzung dauerhaft sicher reduziert werden.

PV-Anlagen die im Rahmen des Förderprogramms betrieben werden dürfen abhängig von der PV-Anlagengröße maximal 50% bzw. 60% ihrer Nennleistung in das Stromnetz einspeisen. Die über diese Grenze hinausgehende Erzeugung während der Mittagsspitze muss daher entweder direkt selbst verbraucht werden oder kann in den Batteriespeicher geladen werden. Durch diese Reduzierung der maximalen Einspeiseleistung der Photovoltaikanlagen kann die heute bestehende Aufnahmekapazität der Stromnetze für PV-Strom deutlich gesteigert werden.

 

Quellen:

[1] Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik (AGEE-Stat), “Zeitreihen zur Entwicklung der erneuerbaren Energien in Deutschland:
unter Verwendung von Daten der Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik (AGEE-Stat)”

[2] H. Wirth: Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland. Fassung vom 12.09.2013. Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE, Freiburg 2013

[3] M. Fürst: Das 50,2Hz-Problem. In: BMWi-Gesprächsplattform „Zukunftsfähige Netze und Systemsicherheit“, Berlin 2011

[4] Grimhardt, Rottenberger, Rusche, Schlegel: Grundbegriffe der elektrischen Energieversorgung. Schriftreihe des Labors für Geoinformationssysteme der Fachhochschule Würzburg-Schweinfurt, Heft 1, Würzburg 2001

[5] G. Kerber: Aufnahmefähigkeit von Niederspannungsverteilnetzen für Strom aus Photovoltaikanlagen. Dissertation. Fakultät für Elektrotechnik und Informationstechnik, Technische Universität München, München 2011

[6] T. Wieland, F. Otto, L. Fickert, T. K. Schuster: Analyse, Bewertung und Steigerung möglicher Einspeisekapazität dezentraler Energieerzeugungsanlagen in der Verteilnetzebene. 8. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien, Wien 2013

[7] T. Degner, G. Arnold, D. Geibel, T. Reimann, P. Strauß, B. Engel, T. Bülo: Integration von Photovoltaikanlagen in Verteilungsnetze. Kasseler Symposium Energie-Systemtechnik, Kassel 2011

[8] H. Predki: System- und Marktintegration von Photovoltaik-Anlagen durch dezentrale Stromspeicher? – Eine Analyse der technischen und rechtlichen Rahmenbedingungen. Leuphana Schriftreihe Nachhaltigkeit & Recht Nr. 5, Lüneburg 2013

[9] R. Rezania, D. Burnier de Castro, A. Abart: Energiespeicher zum regionalen Leistungsausgleich in Verteilnetzen – Netzgeführter versus marktgeführter Betrieb. 7. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien, Wien 2011

[10] K. Büdenbender, M. Braun, T. Stetz, P. Strauß: Multifunctional PV Systems Offering Additional Functionalities and Improving Grid Integration. International Journal of Distributed Energy Ressources vol. 7, no. 2, pp. 109-28

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