Förderung von PV-Anlagen mit integrierten Stromspeichern gehört ins EEG Diskussionsbeitrag des Solarenergie-Fördervereins Deutschland e.V. (SFV) Dipl.-Ing. Wolf von Fabeck (Geschäftsführer SFV) Unter Mitwirkung der Professoren. Eberhard Waffenschmidt (Elektrische Netze, FH Köln) Ingo Stadler (Erneuerbare Energie u.Energiewirtschaft, FH Köln) Volker Quaschning (Regenerative Energiesysteme, HTW Berlin), sowie der Herren Michael Brodt u. Herrn Klaus Köln (UfE GmbH) und vieler ehrenamtlicher Mitstreiter

Weiterer jährlicher PV-Zubau nach Planung der Bundesregierung GW / a 7 7,5 Weiterer jährlicher PV-Zubau nach Planung der Bundesregierung 7,4 6 5 4,24 Nach BMU Leitstudie 2010 Tabelle 2, Seite 13 Auswertung und Grafik durch SFV 4 3,00 3 2 Bild 1 – Neuinstallationen nach Planung des BMU Neuinstallationen sollen wegen fehlender Ausgleichs- und Speichermöglichkeiten drastisch eingeschränkt werden 1 0,76 0,74 0,23 0,23 0,39 0,39 2010 2011 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 bisher

Weiterer jährlicher PV-Zubau nach Planung der Bundesregierung GW / a 7 7,5 Weiterer jährlicher PV-Zubau nach Planung der Bundesregierung 7,4 6 5 4,24 Nach BMU Leitstudie 2010 Tabelle 2, Seite 13 Auswertung und Grafik durch SFV 4 3,00 3 2 Bild 1 – Neuinstallationen nach Planung des BMU Neuinstallationen sollen wegen fehlender Ausgleichs- und Speichermöglichkeiten drastisch eingeschränkt werden 1 0,76 0,74 0,23 0,23 0,39 0,39 2010 2011 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 bisher

Leistung Lastkurve 40 GW 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 als früher gebraucht. An der Strombörse wurden deshalb die vor wenigen Jahren üblichen hohen Strompreise um die Mittagszeit an sonnigen Tagen nicht mehr erreicht (Merit Order Effekt). Solar 2011 Solar 2011 Uhrzeit

Leistung Lastkurve 40 GW 10 GW 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 als früher gebraucht. An der Strombörse wurden deshalb die vor wenigen Jahren üblichen hohen Strompreise um die Mittagszeit an sonnigen Tagen nicht mehr erreicht (Merit Order Effekt). Solar 2011 Solar 2011 Uhrzeit

Leistung Lastkurve 40 GW Residuallast 10 GW 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 als früher gebraucht. An der Strombörse wurden deshalb die vor wenigen Jahren üblichen hohen Strompreise um die Mittagszeit an sonnigen Tagen nicht mehr erreicht (Merit Order Effekt). Solar 2011 Solar 2011 Uhrzeit

Leistung Lastkurve 40 GW Residuallast 10 GW 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 als früher gebraucht. An der Strombörse wurden deshalb die vor wenigen Jahren üblichen hohen Strompreise um die Mittagszeit an sonnigen Tagen nicht mehr erreicht (Merit Order Effekt). Solar 2011 Solar 2011 Uhrzeit

Leistung Lastkurve 40 GW Residuallast 10 GW 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 als früher gebraucht. An der Strombörse wurden deshalb die vor wenigen Jahren üblichen hohen Strompreise um die Mittagszeit an sonnigen Tagen nicht mehr erreicht (Merit Order Effekt). Solar 2011 Solar 2011 Uhrzeit

Konven-tionelle Leistung Lastkurve 40 GW Konven-tionelle Leistung 10 GW 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 als früher gebraucht. An der Strombörse wurden deshalb die vor wenigen Jahren üblichen hohen Strompreise um die Mittagszeit an sonnigen Tagen nicht mehr erreicht (Merit Order Effekt). Solar 2011 Solar 2011 Uhrzeit

Konven-tionelle Leistung Lastkurve 40 GW Konven-tionelle Leistung 10 GW 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 als früher gebraucht. An der Strombörse wurden deshalb die vor wenigen Jahren üblichen hohen Strompreise um die Mittagszeit an sonnigen Tagen nicht mehr erreicht (Merit Order Effekt). Solar 2011 Solar 2011 Uhrzeit

Konven-tionelle Leistung Lastkurve 40 GW Konven-tionelle Leistung 10 GW 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 als früher gebraucht. An der Strombörse wurden deshalb die vor wenigen Jahren üblichen hohen Strompreise um die Mittagszeit an sonnigen Tagen nicht mehr erreicht (Merit Order Effekt). Solar 2011 Solar 2011 Uhrzeit

Konven-tionelle Leistung Lastkurve 40 GW Konven-tionelle Leistung 10 GW 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 als früher gebraucht. An der Strombörse wurden deshalb die vor wenigen Jahren üblichen hohen Strompreise um die Mittagszeit an sonnigen Tagen nicht mehr erreicht (Merit Order Effekt). Solar 2011 Solar 2011 Uhrzeit

Konven-tionelle Leistung Lastkurve 40 GW Konven-tionelle Leistung 10 GW 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 als früher gebraucht. An der Strombörse wurden deshalb die vor wenigen Jahren üblichen hohen Strompreise um die Mittagszeit an sonnigen Tagen nicht mehr erreicht (Merit Order Effekt). Solar 2011 Solar 2011 Uhrzeit

Konven-tionelle Leistung Lastkurve 40 GW Konven-tionelle Leistung Vergangenheit: Solarenergie verringerte den Regelbedarf konventioneller Kraftwerke 10 GW 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 als früher gebraucht. An der Strombörse wurden deshalb die vor wenigen Jahren üblichen hohen Strompreise um die Mittagszeit an sonnigen Tagen nicht mehr erreicht (Merit Order Effekt). Solar 2011 Solar 2011 Uhrzeit

Residuallast ändert sich Leistung Lastkurve 40 GW 48 GW 40 GW 40 GW Ändert sich kaum Residuallast ändert sich Viel Sonne Bild 2 – Rückblick: Solarenergie verringerte an sonnigen Tagen den Regelbedarf konventioneller Kraftwerke Bei viel Sonne brauchte konventionelle Leistung mittags nicht mehr erhöht werden. Uhrzeit

PV- Wachstum (und Windwachstum) wird verhindert durch Grundlastkraftwerke

Lastkurve Ca. 50 GW Was würde geschehen, wenn weitere ungepufferte PV-Anlagen hinzugebaut würden? Leistung Der konventionelle Kraftwerkspark besteht aus Kraftwerken, deren Leistung sich unterschiedlich rasch herunter oder herauf regeln lässt. - Grundlastkraftwerke können nur im oberen Leistungsdrittel (und auch dort nur langsam) ihre Leistung ändern - Mittellaststkraftwerke können täglich herauf und heruntergefahren werden, Spitzenlastkraftwerke können innerhalb weniger Minuten angefahren oder abgeschaltet werden Die Übergänge zwischen den Kraftwerkstypen sind fließend. Uhrzeit

Lastkurve Ca. 50 GW Was würde geschehen, wenn weitere ungepufferte PV-Anlagen hinzugebaut würden? Leistung Der konventionelle Kraftwerkspark besteht aus Kraftwerken, deren Leistung sich unterschiedlich rasch herunter oder herauf regeln lässt. - Grundlastkraftwerke können nur im oberen Leistungsdrittel (und auch dort nur langsam) ihre Leistung ändern - Mittellaststkraftwerke können täglich herauf und heruntergefahren werden, Spitzenlastkraftwerke können innerhalb weniger Minuten angefahren oder abgeschaltet werden Die Übergänge zwischen den Kraftwerkstypen sind fließend. Uhrzeit

Deckung der Residuallast Leistung Grundlastkraftwerke Mittellastkraftwerke Bild 3 – Zusammenwirken der konventionellen Kraftwerke mit ungepufferten PV-Anlagen 5:30 Uhr… Bei Windstille trägt der konventionelle Kraftwerkspark bis zum Sonnenaufgang alleine die volle Last. Spitzenlastkraftwerke *) Reihenfolge aus didaktischen Gründen vertauscht

Deckung der Residuallast Leistung Grundlastkraftwerke jeweils ca. 70 % ihrer Leistung ist nicht abregelbar Mittellastkraftwerke abregelbar Bild 3 – Zusammenwirken der konventionellen Kraftwerke mit ungepufferten PV-Anlagen 5:30 Uhr… Bei Windstille trägt der konventionelle Kraftwerkspark bis zum Sonnenaufgang alleine die volle Last. Spitzenlastkraftwerke

Deckung der Residuallast im Sommer *) Leistung Nicht abregelbare Kraftwerksleistung Grundlastkraftwerke jeweils ca. 70 % ihrer Leistung ist nicht abregelbar Abregelbare Kraftwerksleistung Mittellastkraftwerke abregelbar Bild 3 – Zusammenwirken der konventionellen Kraftwerke mit ungepufferten PV-Anlagen 5:30 Uhr… Bei Windstille trägt der konventionelle Kraftwerkspark bis zum Sonnenaufgang alleine die volle Last. Spitzenlastkraftwerke *) Im Winter ist Zahl der Grundlastkraftwerke gleich. Aber erheblich mehr Mittel- und Spitzenlastkraftwerke sind im Einsatz.

Ungepufferte PV-Leistung Was würde geschehen bei weiterem Ausbau von ungepufferten PV-Anlagen? Lastkurve Ca. 50 GW Leistung Nicht abregelbare Kraftwerksleistung Ungepufferte PV-Leistung Abregelbare Kraftwerksleistung Bild 3 – Zusammenwirken der konventionellen Kraftwerke mit ungepufferten PV-Anlagen 5:30 Uhr… Bei Windstille trägt der konventionelle Kraftwerkspark bis zum Sonnenaufgang alleine die volle Last. Uhrzeit

Ungepufferte PV-Leistung Was würde geschehen bei weiterem Ausbau von ungepufferten PV-Anlagen? Lastkurve Ca. 50 GW Leistung Nicht abregelbare Kraftwerksleistung Ungepufferte PV-Leistung Abregelbare Kraftwerksleistung Bild 4 – Spitzenlastwerke werden zuerst abgeregelt 6:00 bis 8:30 Uhr… Spitzenlastkraftwerke lassen sich schnell und problemlos abstellen, wenn ihre Leistung nicht mehr gebraucht wird …abgeregelt Uhrzeit

Ungepufferte PV-Leistung Was würde geschehen bei weiterem Ausbau von ungepufferten PV-Anlagen? Lastkurve Ca. 50 GW Leistung Nicht abregelbare Kraftwerksleistung Ungepufferte PV-Leistung Bild 5 – Grenze der Abregelbarkeit wird erreicht. 8:30 bis 9:00 Uhr … Mittellastkraftwerke werden herunter-gefahren. Grundlastkraftwerke vermindern ihre Leistungsabgabe etwa um 30 % Uhrzeit

Ungepufferte PV-Leistung Was würde geschehen bei weiterem Ausbau von ungepufferten PV-Anlagen? Lastkurve Ca. 50 GW Leistung Nicht abregelbare Kraftwerksleistung PV wird abgeregelt Ungepufferte PV-Leistung Bild 5 – Grenze der Abregelbarkeit wird erreicht. 8:30 bis 9:00 Uhr … Mittellastkraftwerke werden herunter-gefahren. Grundlastkraftwerke vermindern ihre Leistungsabgabe etwa um 30 % Uhrzeit

Ungepufferte PV-Leistung Was würde geschehen bei weiterem Ausbau von ungepufferten PV-Anlagen? Lastkurve Ca. 50 GW Leistung Nicht abregelbare Kraftwerksleistung PV wird abgeregelt Ungepufferte PV-Leistung Bild 5 – Grenze der Abregelbarkeit wird erreicht. 8:30 bis 9:00 Uhr … Mittellastkraftwerke werden herunter-gefahren. Grundlastkraftwerke vermindern ihre Leistungsabgabe etwa um 30 % Uhrzeit

Ungepufferte PV-Leistung Was würde geschehen bei weiterem Ausbau von ungepufferten PV-Anlagen? Lastkurve Ca. 50 GW Leistung Nicht abregelbare Kraftwerksleistung PV wird abgeregelt Ungepufferte PV-Leistung Bild 5 – Grenze der Abregelbarkeit wird erreicht. 8:30 bis 9:00 Uhr … Mittellastkraftwerke werden herunter-gefahren. Grundlastkraftwerke vermindern ihre Leistungsabgabe etwa um 30 % Uhrzeit

Lastkurve Bild 7 - Verträglichkeit mit konventionellen Kraftwerken nur im grünen Bereich Bei Überschreitung einer Einspeisung von (grob geschätzt) 35 GW müssen PV-Betreiber mit Abregelung rechnen.

Lastkurve Bild 7 - Verträglichkeit mit konventionellen Kraftwerken nur im grünen Bereich Bei Überschreitung einer Einspeisung von (grob geschätzt) 35 GW müssen PV-Betreiber mit Abregelung rechnen.

Lastkurve Bild 7 - Verträglichkeit mit konventionellen Kraftwerken nur im grünen Bereich Bei Überschreitung einer Einspeisung von (grob geschätzt) 35 GW müssen PV-Betreiber mit Abregelung rechnen.

Lastkurve Bild 7 - Verträglichkeit mit konventionellen Kraftwerken nur im grünen Bereich Bei Überschreitung einer Einspeisung von (grob geschätzt) 35 GW müssen PV-Betreiber mit Abregelung rechnen.

Lastkurve Bild 7 - Verträglichkeit mit konventionellen Kraftwerken nur im grünen Bereich Bei Überschreitung einer Einspeisung von (grob geschätzt) 35 GW müssen PV-Betreiber mit Abregelung rechnen.

Lastkurve Bild 7 - Verträglichkeit mit konventionellen Kraftwerken nur im grünen Bereich Bei Überschreitung einer Einspeisung von (grob geschätzt) 35 GW müssen PV-Betreiber mit Abregelung rechnen.

Ausschließlich für Grundlastkraftwerke Lastkurve Ausschließlich für Grundlastkraftwerke Bild 7 - Verträglichkeit mit konventionellen Kraftwerken nur im grünen Bereich Bei Überschreitung einer Einspeisung von (grob geschätzt) 35 GW müssen PV-Betreiber mit Abregelung rechnen.

Zahl der Grundlastkraftwerke kontinuierlich vermindern 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 hochge-fahren 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.

Grundlastkraftwerke zurückdrängen Maßnahme 1 Lastkurve Grundlastkraftwerke zurückdrängen Bild 7 - Verträglichkeit mit konventionellen Kraftwerken nur im grünen Bereich Bei Überschreitung einer Einspeisung von (grob geschätzt) 35 GW müssen PV-Betreiber mit Abregelung rechnen.

Grundlastkraftwerke zurückdrängen Maßnahme 1 Lastkurve Grundlastkraftwerke zurückdrängen Bild 7 - Verträglichkeit mit konventionellen Kraftwerken nur im grünen Bereich Bei Überschreitung einer Einspeisung von (grob geschätzt) 35 GW müssen PV-Betreiber mit Abregelung rechnen.

Grundlastkraftwerke zurückdrängen Maßnahme 1 Lastkurve Grundlastkraftwerke zurückdrängen Bild 7 - Verträglichkeit mit konventionellen Kraftwerken nur im grünen Bereich Bei Überschreitung einer Einspeisung von (grob geschätzt) 35 GW müssen PV-Betreiber mit Abregelung rechnen.

Grundlastkraftwerke zurückdrängen Maßnahme 1 Lastkurve Grundlastkraftwerke zurückdrängen Bild 7 - Verträglichkeit mit konventionellen Kraftwerken nur im grünen Bereich Bei Überschreitung einer Einspeisung von (grob geschätzt) 35 GW müssen PV-Betreiber mit Abregelung rechnen.

Hohe Investitionskosten - Brennstoff billig CO2-Ausstoß sehr hoch Grundlastkraftwerke Braunkohle oder Atom Hohe Investitionskosten - Brennstoff billig CO2-Ausstoß sehr hoch Schwer regelbar Bild 3 – Zusammenwirken der konventionellen Kraftwerke mit ungepufferten PV-Anlagen 5:30 Uhr… Bei Windstille trägt der konventionelle Kraftwerkspark bis zum Sonnenaufgang alleine die volle Last.

Hohe Investitionskosten - Brennstoff billig CO2-Ausstoß sehr hoch Grundlastkraftwerke Braunkohle oder Atom Hohe Investitionskosten - Brennstoff billig CO2-Ausstoß sehr hoch Schwer regelbar Blockheizkraftwerke -> Strom und Wärme gleichzeitig Erdgas – später EE-Methan (Brückentechnik im guten Sinn) CO2-Ausstoß geringer Leicht regelbar Bild 3 – Zusammenwirken der konventionellen Kraftwerke mit ungepufferten PV-Anlagen 5:30 Uhr… Bei Windstille trägt der konventionelle Kraftwerkspark bis zum Sonnenaufgang alleine die volle Last.

PV-Anlagen übernehmen neue Aufgaben: 1. Nachtversorgung 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 hochge-fahren 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.

Ausschließlich für Grundlastkraftwerke Lastkurve Ausschließlich für Grundlastkraftwerke Mögliche Spielräume nutzen Bild 7 - Verträglichkeit mit konventionellen Kraftwerken nur im grünen Bereich Bei Überschreitung einer Einspeisung von (grob geschätzt) 35 GW müssen PV-Betreiber mit Abregelung rechnen.

1. Grundlastkraftwerke reduzieren 2. Spielräume nutzen Bild 7 - Verträglichkeit mit konventionellen Kraftwerken nur im grünen Bereich Bei Überschreitung einer Einspeisung von (grob geschätzt) 35 GW müssen PV-Betreiber mit Abregelung rechnen.

Solareinspeisungsspitzen kappen, zwischenspeichern SFV - Vorschlag: Solareinspeisungsspitzen kappen, zwischenspeichern abends und nachts einspeisen. 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 schnellst-möglich 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.

PV-Betreiber installieren die fehlenden Speicher selbst Nur mit dem Bau von Pufferspeichern ist die zukünftige Abregelung der PV zu vermeiden. Aber: Stromwirtschaft baut keine Speicher. Der SFV schlägt vor: PV-Betreiber installieren die fehlenden Speicher selbst 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 hochge-fahren 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.

Warum Integration in die PV-Anlage? Zahl der Pufferspeicher wächst dann im gleichen Tempo wie der Ausbau von PV-Anlagen 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 Solarstroms zum 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 Einspeisemanagement des 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.

Warum Integration in die PV-Anlage? Zahl der Pufferspeicher wächst dann im gleichen Tempo wie der Ausbau von PV-Anlagen Motivation und Initiative für schnelle Umsetzung liegt bei den PV-Betreibern 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 Solarstroms zum 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 Einspeisemanagement des 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.

Warum Integration in die PV-Anlage? Zahl der Pufferspeicher wächst dann im gleichen Tempo wie der Ausbau von PV-Anlagen Motivation und Initiative für schnelle Umsetzung liegt bei den PV-Betreibern Speicher benötigen Gleichstrom. PV-Anlage liefert Gleichstrom 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 Solarstroms zum 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 Einspeisemanagement des 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.

Warum Integration in die PV-Anlage? Zahl der Pufferspeicher wächst dann im gleichen Tempo wie der Ausbau von PV-Anlagen Motivation und Initiative für schnelle Umsetzung liegt bei den PV-Betreibern Speicher benötigen Gleichstrom. PV-Anlage liefert Gleichstrom Kurze Leitungswege für Stromspitzen zwischen volatiler Quelle und Pufferspeicher 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 Solarstroms zum 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 Einspeisemanagement des 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.

Warum Integration in die PV-Anlage? Zahl der Pufferspeicher wächst dann im gleichen Tempo wie der Ausbau von PV-Anlagen Motivation und Initiative für schnelle Umsetzung liegt bei den PV-Betreibern Speicher benötigen Gleichstrom. PV-Anlage liefert Gleichstrom Kurze Leitungswege für Stromspitzen zwischen volatiler Quelle und Pufferspeicher Autonome Regelmechanismen 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 Solarstroms zum 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 Einspeisemanagement des 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.

Warum Integration in die PV-Anlage? Zahl der Pufferspeicher wächst dann im gleichen Tempo wie der Ausbau von PV-Anlagen Motivation und Initiative für schnelle Umsetzung liegt bei den PV-Betreibern Speicher benötigen Gleichstrom. PV-Anlage liefert Gleichstrom Kurze Leitungswege für Stromspitzen zwischen volatiler Quelle und Pufferspeicher Autonome Regelmechanismen Modell auch für den Sonnengürtel der Erde 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 Solarstroms zum 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 Einspeisemanagement des 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.

Herleitung von Einspeiseobergrenze und Speicherkapazität 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.

Leistung Peakleistung 1,0 Uhrzeit Bild 8 - Experimentelle Bestimmung von Einspeiseobergrenze und Speichergröße Bei einer Einspeiseobergrenze von ca. 0,3 der Peakleistung füllt der Überschuss eines sonnigen Tages die nächtliche Lücke. Die dafür benötigte Speicherkapazität beträgt 3 kWh/kWp

Leistung Peakleistung 1,0 0,3 Uhrzeit Bild 8 - Experimentelle Bestimmung von Einspeiseobergrenze und Speichergröße Bei einer Einspeiseobergrenze von ca. 0,3 der Peakleistung füllt der Überschuss eines sonnigen Tages die nächtliche Lücke. Die dafür benötigte Speicherkapazität beträgt 3 kWh/kWp

Leistung Peakleistung 1,0 0,3 Uhrzeit Bild 8 - Experimentelle Bestimmung von Einspeiseobergrenze und Speichergröße Bei einer Einspeiseobergrenze von ca. 0,3 der Peakleistung füllt der Überschuss eines sonnigen Tages die nächtliche Lücke. Die dafür benötigte Speicherkapazität beträgt 3 kWh/kWp

Leistung Peakleistung 1,0 Einspeiseobergrenze = 0,3 Peak 0,3 Uhrzeit Bild 8 - Experimentelle Bestimmung von Einspeiseobergrenze und Speichergröße Bei einer Einspeiseobergrenze von ca. 0,3 der Peakleistung füllt der Überschuss eines sonnigen Tages die nächtliche Lücke. Die dafür benötigte Speicherkapazität beträgt 3 kWh/kWp

Leistung Peakleistung 1,0 3 kWh/kWp Einspeiseobergrenze = 0,3 Peak 0,3 3 kWh/kWp Uhrzeit Bild 8 - Experimentelle Bestimmung von Einspeiseobergrenze und Speichergröße Bei einer Einspeiseobergrenze von ca. 0,3 der Peakleistung füllt der Überschuss eines sonnigen Tages die nächtliche Lücke. Die dafür benötigte Speicherkapazität beträgt 3 kWh/kWp

An sonnigen Tagen… Einspeisung = 0,3 peak Direkteinspeisung Einspeisung aus Speicher Leistung in kW / kWp An sonnigen Tagen… Einspeisung = 0,3 peak Bild 9 - Einspeiseleistung einer PV-Anlage mit integriertem Pufferspeicher An Sonnentagen ist Einspeiseleistung rund um die Uhr fast konstant Uhrzeit

Konventionelle Leistung Konventionelle Leistung Darstellung bei Voller Solareinstrahlung Lastkurve Konventionelle Leistung Leistung Konventionelle Leistung 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. Zubau 1 Stand heute Stand heute Uhrzeit

Konventionelle Leistung Konventionelle Leistung Bei voller Solareinstrahlung Lastkurve Konventionelle Leistung Leistung Konventionelle Leistung Zubau 2 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. Zubau 1 Stand heute Stand heute Uhrzeit

Zubau mit Pufferspeicher Vergleich der Einspeiseleistungskurven bei Vervierfachung des PV-Zubaus ohne oder mit Pufferspeicher Leistung Lastkurve Lastkurve Zubau ohne Pufferspeicher Zubau mit Pufferspeicher 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-Anlagen dreimal 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. Solar- leistung heute Solar- leistung heute Uhrzeit Entscheidend ist die Solarleistungskurve bei voller Sonneneinstrahlung. Bei Zubau mit Pufferspeichern ist ihr Abstand zur Lastkurve fast konstant.

Viel Sonne… Einspeisung = 0,3 peak Direkteinspeisung Einspeisung aus Speicher Sonne unter 0,3 peak 0,3 Sonne etwas über 0,3 peak 0,3 Leistung in kW / kWp Viel Sonne… Einspeisung = 0,3 peak Bild 9 - Einspeiseleistung einer PV-Anlage mit integriertem Pufferspeicher An Sonnentagen ist Einspeiseleistung rund um die Uhr fast konstant Uhrzeit

Zubau mit Pufferspeicher Viel Sonne Wenig Sonne Lastkurve Lastkurve Leistung Zubau mit Pufferspeicher Mit Pufferspeicher Bisherige Solarleistung 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-Anlagen dreimal 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. Bisher Uhrzeit

Technische Umsetzung Einspeiseobergrenzregler Pufferbatterie Netzstabilisierungsregler

MPP-Regler zieht jederzeit maximale Leistung Solargenerator MPP-Regler zieht jederzeit maximale Leistung Wechsel-richter Bild 15 – Prinzip Blockschaltbild Bezahlung für die eingespeisten Kilowattstunden sowie Bereitstellungsvergütungen in ihrer Zuordnung zu den Bauteilen Ein-speise- Zähler Öffentliches Netz

MPP-Regler zieht jederzeit maximale Leistung Solargenerator Einspeise-Obergrenz- Regler MPP-Regler zieht jederzeit maximale Leistung Wechsel-richter 0,3 Peak Überschuss Batterie-Ladegerät Batterie-management Bild 15 – Prinzip Blockschaltbild Bezahlung für die eingespeisten Kilowattstunden sowie Bereitstellungsvergütungen in ihrer Zuordnung zu den Bauteilen Ein-speise- Zähler Batterie Öffentliches Netz

MPP-Regler zieht jederzeit maximale Leistung Haushalt Stromverbraucher Solargenerator Einspeise-Obergrenz- Regler MPP-Regler zieht jederzeit maximale Leistung Wechsel-richter 0,3 Peak Haushalt Stromverbraucher Überschuss Batterie-Ladegerät Batterie-management Bild 15 – Prinzip Blockschaltbild Bezahlung für die eingespeisten Kilowattstunden sowie Bereitstellungsvergütungen in ihrer Zuordnung zu den Bauteilen Verbrauchs Zähler Ein-speise- Zähler Batterie Öffentliches Netz

PV-Anlagen übernehmen neue Aufgaben: 2. Netzstabilisierung 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 hochge-fahren 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.

Netzstabili-sierungs-Regler Solargenerator Einspeise-Obergrenz- Regler MPP-Regler zieht jederzeit maximale Leistung Wechsel-richter 0,3 Peak + / - Kor-rektursignal Haushalt Stromverbraucher Überschuss Netzstabili-sierungs-Regler Batterie-Ladegerät Batterie-management Bild 15 – Prinzip Blockschaltbild Bezahlung für die eingespeisten Kilowattstunden sowie Bereitstellungsvergütungen in ihrer Zuordnung zu den Bauteilen Verbrauchs Zähler Ein-speise- Zähler Batterie Öffentliches Netz

Zur energieintensiven Industrie Hochspannungsnetz Solarstrom K-Strom Zu den EE-Methan und EE-Methanol-Produktionsanlagen Die solare Energie wird nicht nur um die Mittagszeit, sondern (natürlich nur in sonnigen Wochen) ganztägig geliefert. Da der 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. Mittelspannungsnetz Niederspannungsnetz Die solare Energie wird nicht nur um die Mittagszeit, sondern ganztägig geliefert und gelangt bis in das Hochspannungsnetz

Zubau mit Pufferspeicher Solar-Überschuss rund um die Uhr für EE-Methan und EE-Methanol Solar-leistung Leistung Lastkurve Zubau mit Pufferspeicher Bild 13 – Gleichmäßige Solarüberschüsse an sonnigen Tagen Fortwährender PV-Zubau mit Pufferspeichern erzielt schließlich gleichmäßige Überschüsse Stand 2011 Stand 2011 Uhrzeit

Demand Side Management Alternativen ? Eigenverbrauch Demand Side Management Gaskraftwerke Alternativen und Gründe für vordringliche Umsetzung

Möglichkeiten der Abhilfe? Eigenverbrauch? Demand Side Management? Bau von rasch regelbaren Gaskraftwerken (GuD)?

Konventionelle Leistung PV ohne Puffer-speicher Eigenverbrauchs-Optimierung Minder-entnahme aus dem Netz Lastkurve Konventionelle Leistung Minder-einspeisung ins Netz Leistung PV ohne Puffer-speicher Bild 14 - Einspeisung ins Hausnetz statt ins öffentliche Netz Der Bedarf an konventioneller Leistung ändert sich nicht. Eigenverbrauch vermindert zwar die Höhe der solaren Leistungskurve, aber er vermindert gleichzeitig auch die Spitze der Lastkurve, so dass die bereitzustellende konventionelle Leistung sich nicht ändert. Uhr

Konventionelle Leistung PV ohne Puffer-speicher Demand Side Management Mehr Verbrauch Konventionelle Leistung Lastkurve Weniger Verbrauch Leistung PV ohne Puffer-speicher Bild 15 - Demand Side Management glättet den Bedarf an konventioneller Leistung 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. Uhr

Ablaufplan für die Energiewende Ziel: Bildung einer strategischen Reserve aus EE 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

Strategische Reserve: EE-Methan und EE-Methanol EE-Methanol in Tanks beim Verbraucher Strategische Reserve: EE-Methan und EE-Methanol Dezentrale KWK-Anlagen EE-Methan im Gasnetz Ziel: EE-Strom für Wochen ohne Wind und Sonne Bild 16 – Ablaufplan zur Bildung einer strategischen EE-Reserve Vergleichmäßigung der Überschüsse von Sonnen- und 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. KWK u. GuD-Kraftwerke

Ziel: EE-Strom für Wochen ohne Wind und Sonne Vergleichmäßigte Überschüsse aus Sonne und Wind … EE-Methanol in Tanks beim Verbraucher …erzeugen aus CO2 und H2O … EE-Methanol EE-Methan . Dezentrale KWK-Anlagen EE-Methan im Gasnetz Ziel: EE-Strom für Wochen ohne Wind und Sonne Bild 16 – Ablaufplan zur Bildung einer strategischen EE-Reserve Vergleichmäßigung der Überschüsse von Sonnen- und 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. KWK u. GuD-Kraftwerke

Start Ziel: EE-Strom für Wochen ohne Wind und Sonne Vergleichmäßigte Überschüsse aus Sonne und Wind … EE-Methanol in Tanks beim Verbraucher Pufferspeicher für PV-Anlagen …erzeugen aus CO2 und H2O … EE-Methanol EE-Methan . PV-Überschüsse auch nachts verfügbar Dezentrale KWK-Anlagen Pufferspeicher für Windparks Wind-Überschüsse werden geglättet EE-Methan im Gasnetz Ziel: EE-Strom für Wochen ohne Wind und Sonne Bild 16 – Ablaufplan zur Bildung einer strategischen EE-Reserve Vergleichmäßigung der Überschüsse von Sonnen- und 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. Grundlastkraft-werke stilllegen KWK u. GuD-Kraftwerke Überschüsse werden nicht mehr abgeregelt

Markteinführung von PV-Anlagen mit integrierten Stromspeichern im EEG Kompatibilität ungepufferter PV mit dem derzeitigen Kraftwerkspark zukünftig nicht mehr gegeben SFV-Vorschlag: PV-Betreiber sollen notwendige Pufferspeicher selbst installieren Einspeiseobergrenze und Speicherkapazität Technische Umsetzung: Speicherung, Netzstabilisierung Gesetzliche Bestimmungen zur Ergänzung des EEG Alternative – Eigenverbrauch? Alternative - Demand Side Management? Ablaufplan bis zum Endziel „Strategische Reserve für Wochen ohne Wind und Sonne“ beginnt mit PV-Pufferung Inhaltsverzeichnis 2 Link zur jeweils neuesten Version 4 Kompatibilität ungepufferter PV mit dem derzeitigen Kraftwerkspark zukünftig nicht mehr gegeben 13 PV-Betreiber sollen notwendige Pufferspeicher selbst installieren 18 Einspeiseobergrenze und Speicherkapazität 25 Technische Umsetzung: Speicherung, Netzstabilisierung 31 Gesetzliche Bestimmungen zur Ergänzung des EEG 43 Alternativen? Eigenverbrauch, Demand Side Management, Gaskraftwerke, EE-Methan und EE-Methanol 52 Abschätzung technologiespezifischer Speicherbereitstellungsvergütungen (noch in Bearbeitung)

Gesetzliche Bestimmungen §§ Gesetzliche Bestimmungen Zur Ergänzung des EEG (SFV-Vorschlag)

§§ 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 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.

2. Speicherbereitstellungsvergütung §§ Absatz 1 Für die Integration eines Pufferspeichers in eine auf 0,3 der Peakleistung leistungsreduzierte PV-Anlage wird eine jährliche Speicherbereitstellungsvergü-tung durch den regelverantwortlichen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) gezahlt. Absatz 2 Die Laufzeit der Speicherbereitstellungsvergütung beträgt 20 volle Kalenderjahre gerechnet vom Zeitpunkt der Speicherinstallation an. Zusätzlich wird vor Beginn des ersten vollen Kalenderjahres für jeden vollen Monat nach dem 28.Februar je ein Zehntel der in Absatz 3 genannten Speicherbereitstellungsvergütung gezahlt. 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. 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 im im verplombten Teil der Leitung zwischen Einspeisezähler und Hausanschlusskasten angebrachter Maximum-Stromzähler, der nur die nächtlichen Ströme vom Zähler in den Hausanschlusskasten erfasst und der am 28. Februar automatisch auf Null zurückgesetzt wird. Die Höhe der Speicherbereitstellungsvergütung muss noch genauer festgelegt werden. Der Wert dürfte – je nach verwendeter Batterietechnologie - 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 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 gerechnet vom Zeitpunkt der Installation der Stabilisierungseinrichtung an. Zusätzlich wird vor Beginn des ersten vollen Kalenderjahres für jeden vollen Monat nach dem 28.Februar je ein Zehntel des in Absatz 1 genannten Stabilisierungsbonus gezahlt. Uns erscheint es wichtig, bereits von Anfang an darauf hinzuweisen, dass die vorgeschriebenen Batteriesysteme wichtige Netzstabilisierungs-aufgaben autonom übernehmen können.

§§ 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 Speicher-bereitstellungsvergütung 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. Diese Bestimmung ist dafür gedacht, 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“

§§ 5. Degression der Speicherbereitstellungsvergütung Für jedes volle Kalenderjahr, welches das Inbetriebnahme-datum später als der 31.12.2017 liegt, vermindert sich die jährliche Speicherbereitstellungsvergütung technologieabhängig für die gesamte Vergütungsdauer um 5 bis 15 Prozent. Die höhere Degression ist gedacht für jüngere Speichertechnologien, die anfangs eine höhere Speicherbereitstellungsvergütung erhalten müssen.

§§ 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 entspechend 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. 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. Nachträgliche Einfügung in rot.

Diskussionsbeitrag - wird laufend aktualisiert Jeweils aktuellste Fassung: http://www.sfv.de/artikel/speicherausbau.htm